MANUAL PARA EL TRANSPORTE DE PETRÓLEO A TRAVÉS DEL … · 2016-06-28 · del oleoducto central oleoducto central s.a. manual para el transporte de petrÓleo a travÉs 1 manual para

O L E O D U C T O C E N T R A L S . A .

MANUAL PARA EL TRANSPORTE DE PETRÓLEO A TRAVÉS

DEL OLEODUCTO CENTRAL

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MANUAL PARA EL TRANSPORTE DE PETRÓLEO A TRAVÉS DEL OLEODUCTO CENTRAL ARTÍCULO PRIMERO – APLICACIÓN Y VIGENCIA El presente Manual consigna el conjunto de normas que se aplicará de manera uniforme al transporte a través del Oleoducto Central, de Petróleo entregado por los Remitentes en cumplimiento de contratos celebrados entre ellos y OCENSA. El presente Manual tendrá una duración indefinida a partir del 14 de enero de 2011. Cualquier modificación que OCENSA realice del mismo, le será comunicada previamente a los representantes legales de los Remitentes. Harán parte del presente manual los siguientes anexos: Anexo 1: Descripción del Sistema de Transporte Anexo 2: Medición de Calidad. Anexo 3: Compensación Volumétrica por Calidad. Anexo 4: Listado de Campos Existentes. Anexo 5: Medición de Cantidades de Crudo Transportado y Calibración de Instrumentos Anexo 6 Atención a Reclamaciones Anexo 7: Estructura del Área encargada de la Operación de Transporte. Anexo 8: Atención a Solicitudes. Anexo 9: Procedimiento de Retiro de Petróleo en las instalaciones costa afuera del Terminal

Coveñas (OCENSA Coveñas Terminal Off-Take Procedures). ARTÍCULO SEGUNDO - DEFINICIONES En los Contratos de Transporte así como en el presente Manual, los siguientes términos tendrán el significado que a continuación se señala, sin perjuicio de la definición de otros términos, o la precisión de los acá contenidos, que por la necesidad de cada Contrato sea hecha dentro de los mismos. Se entiende que los términos usados en plural incluyen el singular y viceversa. 1. Ajustes por Compensación Volumétrica por Calidad: son los ajustes volumétricos que permiten establecer la distribución de la propiedad del Petróleo por cada Remitente con base en las diferencias respecto de la calidad inicial entregada para transporte y la calidad final retirada, cuando el Petróleo se mezcla en el transporte con el Petróleo de otros Remitentes. Estos Ajustes se realizan de conformidad con el documento “Compensación Volumétrica por Calidad” anexo al presente Manual. 2. Año Fiscal: significa el año fiscal de OCENSA, el cual se inicia el primero de enero y termina el 31 de diciembre o cualquier otro año fiscal que de tiempo en tiempo determine OCENSA de acuerdo con la ley aplicable. 3. Área de Cusiana: significa los campos de Petróleo de Cusiana y Cupiagua localizados en la jurisdicción del Departamento de Casanare, Colombia, vinculados a los Contratos de Asociación Santiago de las Atalayas, Tauramena y Río Chitamena. 4. Barril: significa el volumen que equivalga a 42 Galones de los Estados Unidos o 158.987304 litros, a una temperatura de 60° Fahrenheit.




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5. Barril Estándar: se define como un barril de Petróleo con características equivalentes a la mezcla proporcional de los Petróleos transportados por el Oleoducto. 6. Campos Existentes: son los enumerados en el Anexo 4 del presente Manual. 7. Capacidad Disponible: es el estimativo del promedio máximo diario de volumen de Petróleo en Barriles Estándar, que OCENSA está en posibilidad de transportar en un segmento del Oleoducto, en un mes específico, resultante de (a) aplicar a la capacidad mecánica, el factor de servicio y descontar el tiempo que la línea del Oleoducto estará restringida o fuera de servicio en razón de trabajos de mantenimiento programados o no programados; (b) la disponibilidad de facilidades de almacenamiento en el Punto de Entrega y en el Punto de Retiro; (c) la programación de Entregas y Retiros conforme a lo previsto en los procesos de nominación; (d) la aplicación del factor de bacheo y otros factores que razonablemente puedan afectar la capacidad mecánica del Oleoducto; y, (e) darle cumplimiento a las reglas de asignación de capacidad previstas en los contratos celebrados con los Remitentes Iniciales.

8. Capacidad Nominada: significa el volumen de Petróleo que, según comunicación del Remitente enviada a OCENSA en el respectivo Mes de Nominación, y de acuerdo con los procedimientos señalados en el presente Manual, el Remitente va a entregar para su transporte por el Oleoducto en el respectivo Mes Programa. 9. Capacidad Programada: significa aquella porción de Capacidad Disponible asignada al Remitente por OCENSA, de acuerdo con lo previsto en el Contrato y en el presente Manual, y con base en Barriles Estándar por día. 10. Contrato de Transporte o Contrato: significa el contrato celebrado entre el Remitente y OCENSA, con sus adendas y anexos cuando así se señale, cuyo objeto es la prestación por parte de OCENSA, contra el pago de una tarifa, del servicio de transporte de Petróleo entregado por el Remitente para tal fin, y con el cumplimiento de un conjunto de reglas definidas en el propio Contrato y en el presente Manual. 11. Costos de Manejo: significa todos los costos y expensas razonables (incluyendo pero sin limitarse a los costos de comercialización y seguros) en los que OCENSA incurra, y cualquier impuesto que grave a OCENSA por el almacenamiento, movimiento y venta de Petróleo. 12. Entregas: significa los volúmenes reales de Petróleo que ingresen al Oleoducto en el Punto de Entrega. 13. Esfuerzos Razonables: significa los esfuerzos que una persona de prudencia ordinaria ejercería en el manejo de sus propios negocios y en la salvaguardia de su propiedad. 14. Evento Justificado: significa un evento o una circunstancia que se encuentra razonablemente fuera del control de la parte afectada por dicho evento o circunstancia, la cual, mediante el ejercicio de todos los Esfuerzos Razonables llevados a cabo con prontitud, se encuentre en imposibilidad de prevenir o resolver, incluyendo:

14.1. Eventos que constituyan fuerza mayor.

14.2. Disputas laborales o acciones de cualquier clase provenientes de fuerza laboral organizada, guerra externa (declarada o no), guerra civil, sabotaje, revolución, insurrección, revueltas, disturbios civiles, terrorismo, epidemias, ciclones, maremotos, derrumbes, rayos, terremotos, inundaciones, tormentas, fuego, condiciones atmosféricas adversas, expropiación, nacionalización, leyes, regulaciones u órdenes de autoridad competente, explosiones, daños o accidentes en maquinaria, equipo, tubería o línea de transmisión u




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otras instalaciones, embargos, imposibilidad o demoras en la obtención de equipos o materiales.

14.3. Cualquier evento similar o no a los anteriores, que no esté dentro del control razonable de cualquiera de las Partes.

15. Mes de Nominación: es el mes calendario inmediatamente anterior a un Mes del Programa.

16. Mes Programa: significa cualquier mes calendario en el que el Oleoducto esté operando para el transporte de Petróleo del Remitente. 17. OCENSA: significa Oleoducto Central S.A., sociedad anónima constituida bajo las leyes de Colombia o sus cesionarios autorizados. 18. Oleoducto Central u Oleoducto: significa el sistema de transporte de hidrocarburos que opera OCENSA en todos sus segmentos. Su descripción se puede encontrar en el Anexo 1 del presente Manual.

19. Partes, o Las Partes: se refiere a OCENSA y el Remitente. 20. Petróleo: significa Petróleo crudo y otros hidrocarburos líquidos, incluyendo hidrocarburos líquidos recuperados o extraídos de gas natural. 21. Petróleo de Cusiana: significa el Petróleo producido y disponible en el Área de Cusiana. 22. Punto de Entrega: significa el punto o puntos donde el Petróleo es recibido por OCENSA del Remitente, de acuerdo con la definición hecha al momento de ser notificada la Capacidad Programada, y según lo dispuesto en cada Contrato.

23. Punto de Retiro: significa el punto o puntos donde el Petróleo es puesto a disposición del Remitente por OCENSA, de acuerdo con la definición hecha al momento de ser notificada la Capacidad Programada, y según lo dispuesto en cada Contrato. 24. Remitente: es la persona natural o jurídica propietaria de un volumen de Petróleo, expresado en Barriles diarios, que le entrega Petróleo a OCENSA para su transporte por el Oleoducto.

25. Remitente Inicial: significa los usuarios del Oleoducto que en virtud de contratos de transporte firmados el 31 de marzo de 1995, adquirieron derecho sobre una porción de la capacidad de dicho Oleoducto y que tienen un interés económico y compromisos “Take or Pay”, a largo plazo con OCENSA, incluyendo sus cesionarios autorizados. 26. Retiro: significa los volúmenes reales, entregados al Remitente por OCENSA en el Punto de Retiro. 27. Semestre: significa cualquiera de los semestres de enero a junio y julio a diciembre. 28. Tarifa: es el precio definido en el Contrato de Transporte que el Remitente deberá pagar por el transporte del Petróleo que le entregue a OCENSA, sin perjuicio de definiciones particulares que se hagan con base en este término en los Contratos, bien que se hable de Tarifa Mensual, Tarifa por Barril, o cualquiera otra cuya precisión sea requerida por las condiciones en que se pacte el servicio.




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29. Transferencia en Custodia: fenómeno por cuya ocurrencia se entiende que la tenencia del Petróleo a ser transportado pasa de una persona jurídica a otra, bien porque pase del Remitente –o su agente o representante- a OCENSA, o viceversa. 30. Volumen Mínimo Comprometido: corresponde al compromiso de Entrega por parte del Remitente de un número específico de barriles para que sean transportados en un periodo de tiempo dado, cuando las partes opten por tal modalidad en los Contratos de Transporte que se celebren. ARTÍCULO TERCERO – ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD OCENSA se obliga a transportar los volúmenes a que se refieren los Contratos de Transporte, de conformidad con las reglas aquí señaladas, y en particular, de acuerdo con la determinación que mes a mes se haga acerca de la Capacidad Disponible, medida en Barriles Estándar. La Capacidad Disponible se distribuirá conforme a las reglas de asignación de capacidad previstas en los contratos celebrados con los Remitentes y la reglamentación legal vigente. Para OCENSA la prioridad en la asignación de capacidad se realiza de la siguiente manera:

Crudo Propiedad de la Nación

Acuerdos existentes con Remitentes Iniciales

Acuerdos existentes con Remitentes

Asignación adicional correspondiente a Remitentes Iniciales

Asignación para Terceros según el orden de llegada de las solicitudes de capacidad disponible

Reducciones no Planeadas. Si llegara a ocurrir cualquier reducción no planeada o inesperada en la Capacidad Disponible mayor al 5%, o si esta reducción es predecible, entonces OCENSA le informará al REMITENTE, tan pronto como sea posible, especificando el tiempo en que comenzó la reducción o cuando se espera que comience, el sitio, la cantidad de reducción y la fecha y hora en que se espera remediar la reducción. ARTÍCULO CUARTO – RIESGOS Y RESPONSABILIDAD a) OCENSA ejercerá custodia sobre el Petróleo del REMITENTE, a partir del momento en que el

REMITENTE o quien este designe, lo entregue en el PUNTO DE ENTRADA hasta su PUNTO DE SALIDA.

b) OCENSA no será responsable en ningún caso por las pérdidas no identificables de Petróleo

del REMITENTE que ocurran en el Oleoducto, respecto de las cuales se aplicarán en todos los casos las reglas previstas en el Contrato y en el presente Manual.

c) OCENSA no será responsable de las pérdidas de Petróleo que se ocasionen como

consecuencia de un Evento Justificado, vicio propio o inherente al Petróleo o a culpa imputable al REMITENTE.

d) OCENSA no será responsable por daño alguno o deterioro que pueda sufrir un Petróleo de un

REMITENTE, tal como decoloración, contaminación con materias extrañas, contaminación por el contacto de los diferentes Petróleos, si el daño o deterioro se debe a un Evento Justificado, a vicio propio o inherente a cualquiera de las calidades de Petróleo transportado, o a culpa imputable al REMITENTE. Teniendo en cuenta que como es de conocimiento del REMITENTE,




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OCENSA transporta Petróleo de diversas calidades y características, OCENSA no está obligada a entregarle al REMITENTE un Petróleo de calidad idéntica a la recibida; su responsabilidad estará limitada a la realización de los Ajustes que resulten de aplicar la Compensación Volumétrica por Calidad, siempre que esta sea procedente.

e) Ninguna de las partes será responsable frente a la otra, en ningún caso y bajo ninguna

circunstancia, por lucro cesante, costo de capital, cancelación de permisos, terminación de contratos o por cualquier daño indirecto especial o consecuencial.

ARTÍCULO QUINTO – EVENTOS JUSTIFICADOS La Parte que alegue la ocurrencia de un Evento Justificado como fundamento para el incumplimiento, cumplimiento imperfecto, o retardo en el cumplimiento de alguna de las obligaciones contenidas en el Contrato de Transporte o en el Manual, deberá darle aviso escrito a la otra Parte tan pronto ocurra el hecho indicando el día y, de ser posible, la hora de su inicio, así como las obligaciones afectadas por este. Para que un Evento Justificado suspenda válidamente el cumplimiento de una obligación derivada del Contrato o el Manual, es necesario que la Parte que lo alega: 1- Haya ejercido todos los Esfuerzos Razonables y ejerza toda su diligencia para mitigar los

efectos del incumplimiento, cumplimiento imperfecto o retardo. 2- Reasuma el cumplimiento pleno de sus obligaciones en el plazo más razonable tras la

terminación del Evento Justificado. 3- Provea información pronta a la otra Parte, sobre los hechos significativos y eventos

concernientes a los esfuerzos desplegados de acuerdo con los literales anteriores, así como del día, y, de ser posible, hora de la terminación del Evento Justificado.

4- Ejerza todos los Esfuerzos Razonables para remediar el Evento Justificado. ARTÍCULO SEXTO – REQUISITOS DE CALIDAD Sustancias Limitadas. Nada de lo contenido en los Contratos de Transporte será interpretado como si se estuviese solicitando a OCENSA que transporte cualquier sustancia que no sea Petróleo o algún Petróleo que no se ajuste a los requisitos de calidad definidos en el Anexo 2 del presente Manual. Calidad Mínima. Los volúmenes que ingresen al Oleoducto en el PUNTO DE ENTRADA, deben cumplir con la calidad mínima establecida en el Anexo 2 del presente Manual. OCENSA no estará obligada a recibir Petróleo: (i) que no cumpla con los requerimientos de calidad establecidos en el Anexo 2 del presente Manual, usando las versiones actualizadas de los métodos de prueba allí establecidos o, (ii) cuyas características físicas o químicas determinen que no es transportable o que pueden materialmente afectar la calidad de otros Petróleos transportados por OCENSA. Certificación de Calidad. El REMITENTE le proporcionará a OCENSA, siempre que ésta se lo solicite, un certificado que compruebe las características y especificaciones de calidad, dentro de los parámetros descritos en el Anexo 2 del presente Manual, del Petróleo que le será entregado a OCENSA por el REMITENTE durante los doce (12) meses subsiguientes. Adicionalmente, el




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REMITENTE estará obligado a proporcionarle oportunamente a OCENSA un certificado revisado en cualquier momento en que las características o las especificaciones de calidad del Petróleo que se vaya a entregar, cambien sustancialmente. Retiro del Petróleo. Si el certificador de calidad y cantidad independiente de OCENSA determina que el REMITENTE ha entregado Petróleo que difiere de las especificaciones de calidad mínima señaladas aquí, OCENSA estará facultada para, si ello fuera posible, retirar dicho Petróleo del Oleoducto, a, costo, expensas y riesgo exclusivos del Remitente. OCENSA tendrá derecho a vender, como agente del REMITENTE, en términos comerciales, tal Petróleo retirado y descontará del producto de tal venta, todos los Costos de Manejo en los que incurra OCENSA y los daños resultantes al Petróleo de los otros Remitentes. La presente facultad de OCENSA es adicional a cualquier otro derecho que tenga OCENSA y no sustituye a ninguno de ellos. ARTÍCULO SÉPTIMO – COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD OCENSA tiene como fin el transporte de Petróleo, por consiguiente no tendrá ganancias ni pérdidas por variaciones en cantidades o calidades entre los PUNTOS DE ENTRADA y PUNTOS DE SALIDA. Para todo PUNTO DE ENTRADA, donde (i) confluyan al menos dos (2) corrientes de Petróleo de propietarios diferentes y (ii) con calidades diferentes, con el fin de ser transportadas en forma mezclada o en forma segregada, se aplicará un Ajuste por Compensación Volumétrica por Calidad. Los Ajustes serán administrados por OCENSA y los costos relacionados con esta administración serán cubiertos por OCENSA. La Compensación Volumétrica tiene por objeto, mantener a cada REMITENTE en una posición sustancialmente equivalente a la que podría tener si pudiera entregar su Petróleo para venta en forma segregada. OCENSA no responderá por la distribución de Petróleo entregado a OCENSA en forma mezclada por oleoductos aferentes. Es entendido que OCENSA no está obligada a entregar Petróleo de una calidad idéntica a la recibida. En el evento en que la Entrega se haga para transporte segregado, el Ajuste por Compensación Volumétrica se aplicará a la porción correspondiente a las interfases. OCENSA no aplicará Compensación Volumétrica por Calidad cuando los remitentes propietarios de los volúmenes a los que les resultaría aplicable dicha Compensación, le manifiesten a OCENSA por escrito su renuncia a ella, como resultado de haber alcanzado previamente con todos los demás remitentes involucrados, acuerdos de equivalencia entre sus Petróleos. Todos los procedimientos y principios asociados con la compensación volumétrica se encuentran detallados en el documento sobre Compensación Volumétrica por Calidad, Anexo 3 del presente Manual. ARTÍCULO OCTAVO – OPERACIÓN La operación del oleoducto se realiza de manera centralizada y en las diferentes facilidades se realizan actividades que garantizan el cumplimiento de los lineamientos definidos por la programación del oleoducto, bajo las instrucciones del Cuarto de Control. Las actividades propias al control de la operación de transporte en OCENSA, se concentran en un área que interactúa tanto con los REMITENTES, como con otras áreas de la organización que están encargadas de velar por otros aspectos relacionados con la operación y el servicio ofrecido




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por OCENSA. La estructura del área encargada de la operación de transporte en OCENSA se puede encontrar en el Anexo 7 del presente Manual. 1. Procedimiento de Nominación El proceso de nominación define el plan de operación en forma mensual, este proceso se realiza en un calendario en el cual se emiten las nominaciones en firme para cada una de las corrientes por propietario del mes siguiente y tentativas para los meses siguientes. 1.1. Nominaciones a) El tercer día de cada Mes de Nominación o antes del mismo, OCENSA le enviará al

REMITENTE, la información correspondiente a los factores de conversión a Barriles Estándar que serán utilizados los cuales se determinan conforme a las fórmulas y modelo hidráulico establecido por OCENSA para el efecto. También se envía la capacidad disponible del sistema que se tendrá en el mes de la nominación.

b) El sexto día de cada Mes de Nominación o antes del mismo, el REMITENTE notificará a

OCENSA en cualquier formato documental, razonablemente solicitado por OCENSA, su Capacidad Nominada para los seis (6) meses siguientes incluyendo el Mes Programa, señalando en tal notificación el volumen, en barriles día, en cada PUNTO DE ENTRADA y PUNTO DE SALIDA.

c) El día noveno de cada Mes de Nominación o antes del mismo, OCENSA le notificará al

REMITENTE la Capacidad Programada para el siguiente mes. Se entiende que con la notificación de la Capacidad Programada se le da aviso al REMITENTE de la fecha en que deberá retirar el Petróleo en el PUNTO DE SALIDA, sin que se requiera aviso adicional.

d) OCENSA podrá proporcionarle al REMITENTE un formato documental para que este haga sus

nominaciones en un solo envío, de donde OCENSA tendrá autorización para asignar la Capacidad Programada de acuerdo con las reglas previstas en el Contrato de Transporte y en el presente Manual. El REMITENTE podrá designar por escrito a un tercero, para que en su nombre haga sus nominaciones.

e) Si el REMITENTE incumple con los plazos determinados para nominar de acuerdo con los

procedimientos contenidos en este artículo, OCENSA estará facultada para no asignarle capacidad en el mes en que nomina por fuera del plazo, cuando la Capacidad Disponible le haya sido asignada en su totalidad a los Remitentes que sí presentaron oportunamente sus nominaciones.

f) En el caso que OCENSA no reciba la nominación de un REMITENTE y la cual considere

OCENSA es imprescindible para la programación de la operación, OCENSA podrá usar la última nominación entregada por dicho REMITENTE o en su defecto la proyección más reciente que este haya entregado.

g) El REMITENTE notificará a OCENSA con la mayor brevedad si establece que: (i) sus Entregas

durante un mes en el PUNTO DE ENTRADA van a ser inferiores al 95% de la Capacidad Programada o (ii) sus Retiros en el PUNTO DE SALIDA van a ser inferiores al 95% de la Capacidad Programada.

h) OCENSA notificará con la mayor brevedad al REMITENTE sobre cualquier reducción de la

Capacidad Disponible (no reflejada en el programa aplicable en ese momento) para un Mes Programa, que ocurra después del día diecisiete (17) del mes calendario anterior. Con dicha




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notificación OCENSA igualmente informará al REMITENTE sobre modificaciones a la asignación de la Capacidad Programada resultante de dicha reducción, utilizando para ello las reglas de asignación de capacidad acá previstas.

1.2. Plan de Transporte (Proyecciones) a) El primer día de cada septiembre o antes del mismo, el REMITENTE enviará a OCENSA la

información sobre las proyecciones de los volúmenes a ser nominados, mes por mes para el año fiscal siguiente y volúmenes totales anuales para los cuatro (4) años subsiguientes, siendo una proyección total para los cinco (5) años siguientes al año en curso. Dicha información incluirá lo siguiente:

(i) El mejor estimativo del REMITENTE, del volumen que será transportado en barriles

reales por día, suponiendo unas tasas de flujo uniformes, expresadas por separado para cada Petróleo;

(ii) las características de calidad de cada Petróleo; (iii) los PUNTOS DE ENTRADA, si se pactaron varios en el Contrato, expresados

separadamente por cada Petróleo, con el programa de Entrega para cada uno; y, (iv) Los PUNTOS DE SALIDA, si se pactaron varios en el Contrato, expresados por

separado para cada Petróleo, con el programa de Retiro para cada uno. b) Trimestralmente el REMITENTE le enviará a OCENSA la actualización de las proyecciones de

volúmenes a ser nominados en promedio día para los meses restantes del año fiscal actual y volúmenes promedio anual para los siguientes dos (2) años.

c) Con la información que se recibe se calcula la capacidad disponible para el transporte de crudo de Terceros.

d) La información que se consolida para el Plan de Transporte y el cálculo de capacidad

disponible para el transporte de crudo de Terceros puede consultarse en el Boletín de Transporte por Oleoducto (BTO).

2. Compromiso de Entrega y Retiro Entendiéndose que con base en las nominaciones hechas por todos los remitentes OCENSA elabora el programa de Entregas y Retiros, las nominaciones hechas por cada REMITENTE como se señala en el ordinal 1.1.b) del presente Artículo, constituyen su compromiso de cumplimiento con tales Entregas y Retiros para el Mes Programa siguiente según los volúmenes y tasas de flujo nominadas. Por lo tanto, en aquellos eventos en que las Entregas y Retiros difieran de la Capacidad Programada, OCENSA estará facultada para llevar a cabo los ajustes que correspondan en el programa de Entregas y Retiros, y los perjuicios causados a OCENSA o a terceros por dicho incumplimiento deberán ser asumidos íntegramente por el REMITENTE incumplido. Además de lo anterior, cuando las Entregas superen la Capacidad Programada OCENSA podrá abstenerse de recibir los volúmenes en exceso. 2.1. Programación La programación del oleoducto realiza la planeación del movimiento de volúmenes en todo el sistema, transportando el 100% de los volúmenes entregados en custodia a OCENSA y realizando retiros a otros sistemas o exportaciones según los requerimientos de los usuarios.




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La programación se realiza en ciclos mensuales, durante los cuales se presentan fechas claves en la cuales se recibe y se genera información sobre los diferentes periodos programados. Teniendo en cuenta las siguientes convenciones: (M-1): Mes anterior al “Mes Programa” (M): Mes Programa (M+1): Mes siguiente al “Mes Programa” Durante el mes (M-1), se realiza la programación en firme para un “Mes Programa” (M) y una tentativa para el mes siguiente (M+1), de acuerdo con el calendario de eventos que se describe a continuación:

El Programador del Oleoducto recibe el plan de entregas y retiros proveniente del proceso de nominaciones para el mes (M) el día seis (6) de cada mes.

El Programador del Oleoducto utiliza las cifras anteriores y el programa preliminar de retiros en el Terminal Coveñas existente para el mes (M) y produce el programa detallado del oleoducto para la parte restante del mes (M-1) y el programa oficial para el mes (M).

El día 18 de cada mes el Programador del Oleoducto realiza una reunión con diferentes áreas de la organización donde se busca facilitar la coordinación de todas las áreas y acciones que tienen impacto en la capacidad disponible que OCENSA ofrece a los REMITENTES y Terceros en el proceso mensual de nominaciones. En dicha reunión se reciben las solicitudes de mantenimiento que serán incluidas en la elaboración del programa del oleoducto que corresponda al mes de la solicitud.

A más tardar el día 25 de cada mes el Programador del Oleoducto realiza una corrida especial en la cual adiciona información correspondiente al siguiente mes (M+1).

Al menos una vez a la semana (o cuando sea requerido) el Programador del Oleoducto actualiza la información correspondiente al desempeño real de las operaciones de acuerdo con los reportes diarios y genera un programa detallado de las operaciones a realizar en las estaciones que corresponda, a fin de cumplir con los objetivos. Se crea el reporte con alcance de ocho (8) días para el Área de Operaciones.

En el evento de presentarse una situación, condición o evento justificado que a su criterio OCENSA considere crítico e impacte la programación del oleoducto, OCENSA tomará las medidas respectivas, las documentará, llevará a cabo la actualización del programa vigente y su posterior publicación.

2.2. Reglas de Programación

Los volúmenes de crudo recibidos son transportados hasta su destino final en el menor tiempo posible.

Un programa es posible (no necesariamente eficiente), sólo si los inventarios que se generan en las estaciones se encuentran todo el tiempo dentro de los límites de la capacidad máxima a remanente de almacenamiento.

El programa básico realizado en el mes (M-1) como programa oficial para el mes M, proyectará como mínimo el cumplimiento del 100% de las nominaciones, o un porcentaje mayor si la




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capacidad de transporte permite bajar inventarios que se encuentren por encima del objetivo, en las estaciones iniciales de las líneas de alimentación.

Si se presentan diferencias entre los volúmenes (según el tipo de crudo) inicialmente nominado y lo realmente obtenido en el mes corriente, OCENSA realiza un ajuste a los volúmenes nominados para ser entregados, utilizando para ello los porcentajes de distribución que habían sido obtenidos en la programación oficial.

El programador podrá tomar la decisión de utilizar la Capacidad Disponible Incrementada en las líneas utilizando agentes reductores de fricción (DRA), si un evento (alta producción, restricciones o paros en la línea) ha dado lugar al aumento de los niveles de inventarios en las estaciones por encima del Inventario Objetivo.

En el transcurso del mes (M-1), la programación detallada de las diferentes operaciones, responde a las verdaderas situaciones de producción, pero cumpliendo con las reglas de prioridades para cada centro operacional.

Un programa debe generar la tendencia a llevar durante el periodo proyectado del mes (M-1), los niveles de almacenamiento a inventarios objetivo en las estaciones de bombeo en el menor tiempo posible de acuerdo con la capacidad de transporte disponible.

Si la proyección del mes corriente muestra que un mes programado (M) inicia con inventarios diferentes a los Inventarios Objetivos en cualquiera de las estaciones, el programa debe generar la tendencia a llevar durante el periodo proyectado del mes (M) al nivel del inventario objetivo.

El término “Volumen Disponible” se utiliza para incluir los valores de producción que realmente se presentan durante la operación del mes corriente (M), más el efecto de incremento o de reducción de los inventarios de las estaciones iniciales hasta el Inventario Objetivo.

3. Ajustes de rutina OCENSA le devolverá al REMITENTE, medido en el PUNTO DE SALIDA, un volumen de Petróleo igual al volumen recibido del REMITENTE medido en el PUNTO DE ENTRADA, con los siguientes ajustes:

a) Deducciones por pérdidas identificables y no identificables. Las pérdidas identificables y no

identificables se distribuirán entre los REMITENTES de acuerdo con lo establecido en el documento de Compensación Volumétrica por Calidad, Anexo 3 del presente Manual.

b) Aumentos o disminuciones que sea necesario efectuar como resultado de realizar los Ajustes

por Compensación Volumétrica. 4. Contabilización por pérdidas El volumen de todas las pérdidas de Petróleo que se produzcan debido a pérdidas en el Oleoducto (tales como derrames, rupturas, explosión, sabotaje, actos de terrorismo y otros eventos, sean o no Eventos Justificados), será calculado por OCENSA utilizando su mejor juicio operacional y de ingeniería. 5. Determinación de cantidades y calidad en los PUNTOS DE ENTRADA y SALIDA




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Las mediciones de cantidad y el muestreo de calidad de las Entregas y Retiros (incluyendo la calibración de los instrumentos) serán responsabilidad de OCENSA y se realizarán de acuerdo con los estándares y las prácticas prevalentes aceptadas por el American Petroleum Institute (API) y la American Society for Testing and Materials (ASTM), Ver Anexo 2. Los equipos instalados para efectuar mediciones y muestreo serán determinados por OCENSA. En cualquier momento antes de comenzar cualquier Entrega o Retiro, y en intervalos con una frecuencia no mayor a dos (2) veces al mes, el REMITENTE podrá inspeccionar por medio de un inspector independiente, que sea aceptable para OCENSA, la exactitud de los resultados de las mediciones y los muestreos realizados para determinar la cantidad y calidad del Petróleo. El costo de dicha inspección será por cuenta del REMITENTE. OCENSA asegurará que se establezcan procedimientos adecuados de medición y calibración en los PUNTOS DE ENTRADA y en los PUNTOS DE SALIDA (Ver Anexo 5). La calibración de los sistemas de medición se hará cuando las circunstancias operativas lo requieran, a juicio de OCENSA, pero con una frecuencia no menor a una vez quincenalmente. El factor de calibración de los medidores será efectivo solamente a partir de la fecha de la última calibración, excepto en caso de error manifiesto, caso en el cual se aplicará el último factor de calibración válido. OCENSA tiene la responsabilidad de tomar muestras de Petróleo representativas de acuerdo con los estándares del American Petroleum Institute (API) y con el volumen adecuado por cada Entrega y cada Retiro que se efectúe. La frecuencia de dicho muestreo será determinada ocasionalmente por OCENSA con base en la continuidad de la calidad del Petróleo, entre otros factores. Las muestras se utilizarán para los siguientes efectos: a. Para determinar la calidad. b. OCENSA retendrá una muestra por cada Entrega y cada Retiro, la cual utilizará como

contramuestra. OCENSA preservará dicha muestra por un período no mayor a treinta (30) días, para el caso de que haya algún reclamo con respecto a una Entrega o Retiro específico. Transcurrido este lapso, se perderá la posibilidad de hacer reclamaciones en este sentido.

Los volúmenes de Petróleo que OCENSA se obliga a transportar, se determinarán utilizando los sistemas de medición dispuestos por OCENSA, siguiendo los estándares del API y ASTM, así como los procedimientos que lleguen a ser aprobados por el Ministerio de Minas y Energía. OCENSA llenará los formatos oficiales que ésta tenga para cada modalidad de medición, los cuales contendrán la siguiente información como mínimo: la fecha, la lectura de los medidores o las medidas del tanque o tanques de almacenamiento, antes de comenzar y después de terminar las Entregas y Retiros, la gravedad API, densidades, temperaturas, presiones, porcentajes de sedimento y de agua, y cualquiera otra característica necesaria para su identificación. Estos formatos se utilizarán para realizar los cálculos de los volúmenes y calidades transferidos en custodia, y para la aplicación de la Compensación Volumétrica, y servirán como prueba para cualquier otro fin. La toma de muestras, las mediciones, las lecturas de temperatura y las calibraciones de los medidores, pueden ser presenciadas por representantes del REMITENTE y de OCENSA; para ello el REMITENTE deberá informarle a OCENSA su intención de hacer presencia con una antelación no menor a siete (7) días. 6. Sistemas de medición Las mediciones de cantidad y calidad, y la toma de muestras del Petróleo entregado o retirado, serán practicadas por OCENSA o por un tercero contratado por esta, y se hará a través de los




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sistemas de medición instalados en los PUNTOS DE ENTRADA y en PUNTOS DE SALIDA. Cada sistema de medición instalado incluirá: a) Unidad de calibración (Prover) instalada y calibrada según lo especificado en el “Manual of

Petroleum Measurement Standards" API MPMS, capítulo 4 "Proving Systems".

b) Medidores para transferencia en custodia aprobados por normas internacionales, entre ellas API MPMS. Los factores se determinarán mediante calibración hecha con base en el “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS, y teniendo en cuenta la corrección por temperatura y presión.

c) Un dispositivo para toma continua de muestras, según lo especificado en el “Manual of

Petroleum Measurement Standards" API MPMS capítulo 8 "Sampling". OCENSA definirá para cada PUNTO DE SALIDA los ensayos a realizar con base en las muestras tomadas, aplicando los siguientes métodos según corresponda:

Contenido de Agua (método Karl Fisher o destilación) ASTM D-4377 o ASTM D-4006

Contenido de sedimento ASTM D-473

Contenido de Sal ASTM D-3230

Viscosidad @ 30 C, cSt ASTM D-445

Gravedad API ASTM D-1298

Azufre ASTM D-4294

También podrá estar disponible un equipo de medición de BSW por medio del método de centrífuga, siguiendo para tal caso el método de prueba ASTM D-4007.

d) Un densitómetro para la medición permanente de densidad. En eventos de daño del

densitómetro, o cuando sea necesario para validar o calibrar las medidas del mismo, la densidad de las muestras se determinará con la gravedad API de laboratorio.

e) Un sistema electrónico para medición de flujo que se ajuste a los requisitos de API MPMS,

Capítulo 21.2. f) El factor de corrección volumétrica que deberá aplicarse será el que aparece en el “Manual of

Petroleum Measurement Standards" API MPMS capítulo 11.1. Cuando por circunstancias excepcionales no sea posible contar con sistemas de medición dinámica, la medición se hará en forma estática, midiéndose el nivel del tanque de almacenamiento respectivo, y en aplicación del “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS capítulo 3.1A, y aquellas normas que la complementen. 7. Retiro del Petróleo El Retiro del Petróleo, y la correspondiente Transferencia en Custodia de parte de OCENSA al REMITENTE o a quien este haya designado, tendrán lugar al momento de paso del Petróleo por los sistemas de medición dispuestos por OCENSA en el PUNTO DE SALIDA. Para el Retiro del Petróleo en las instalaciones costa afuera del Terminal Coveñas, se aplicarán las reglas establecidas en el documento Coveñas Terminal Off-Take Procedures, anexo al presente Manual. 8. Salud, Seguridad y Medio Ambiente (HSE)




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OCENSA en concordancia con las actividades de transporte de crudo que realiza y buscando proteger a las personas, el medio ambiente y la propiedad, se cuenta con procedimientos que soportan la protección y preservación del ambiente, así como la atención y respuesta a incidentes, emergencias y contingencias. Dichos procedimientos describen las actividades que deben ser cubiertas, las diferentes áreas de la organización que participan como responsables de cada actividad y los registros o documentos que corresponden a dichas actividades. ARTÍCULO NOVENO – RECLAMACIONES Cualquier reclamo que tuviere un REMITENTE generado por el servicio de transporte de Petróleo deberá ser presentado por escrito a más tardar treinta (30) días después de la fecha de la Entrega y/o Retiro del Petróleo, o de la fecha en la que se reciba la compensación volumétrica por calidad. El reclamo deberá presentarse debidamente sustentado tanto técnica como documentalmente y obtendrá una respuesta por parte de OCENSA quince (15) días después del recibo de la reclamación. La no sustentación en forma oportuna será entendida como desistimiento del reclamo. Cuando por características propias del reclamo y la correspondiente atención al mismo, no sea posible enviar una respuesta definitiva durante el lapso establecido anteriormente, OCENSA enviará una respuesta preliminar informando las acciones que se realizarán para dar trámite a la reclamación presentada. Según las características de la reclamación, OCENSA tendrá en cuenta los puntos indicados en el Anexo 6 del presente Manual. ARTÍCULO DÉCIMO – NOTIFICACIONES Las comunicaciones, facturas y pagos entre OCENSA y los REMITENTES, que se envíen con motivo de los Contratos de Transporte, se reportarán enviadas en tanto sean remitidas a las direcciones comerciales que aparecen en el Registro de la Cámara de Comercio de su domicilio principal. Toda comunicación que deba surtirse entre las partes en ejecución de los Contratos de Transporte deberá enviarse por escrito y surtirá efecto (i) el día hábil siguiente a su entrega si es entregada personalmente; (ii) pasados tres (3) días hábiles contados a partir de su remisión por otro medio que garantice su entrega, como correo certificado; (iii) cuando se envíe por fax, el día hábil siguiente a la entrega personal de la comunicación original. Entre las comunicaciones se encuentran las solicitudes dirigidas a OCENSA. Los tipos de solicitudes y la atención a las mismas se pueden encontrar en el Anexo 8.




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ANEXO 1

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

Oleoducto Central S.A. (OCENSA), cuenta con una longitud aproximada de 830 km, el oleoducto se extiende a lo largo del país desde el piedemonte llanero (áreas de Cusiana y Cupiagua) hasta el Terminal Marítimo de Coveñas, en el límite de los departamentos de Sucre y Córdoba. En su recorrido el oleoducto atraviesa 45 municipios de los departamentos de Casanare, Boyacá, Santander, Antioquia, Córdoba y Sucre.

El Oleoducto OCENSA está compuesto por siete (7) estaciones cuya función, orden y ubicación se indican a continuación:

Estación Abreviatura Altura s.n.m (m)

Poste de Kilometraje

Función

Cusiana CUS 371,18 0 Almacenamiento y Bombeo

El Porvenir PR 1112,6 33 Almacenamiento y Bombeo

Miraflores MR 1750,71 86 Rebombeo

La Belleza LB 1974,14 223 Control de Presión

Vasconia VS 134,23 319

Estación de Rebombeo. Recibe crudo del Oleoducto OCENSA y también puede dirigir el flujo hacia el Terminal Coveñas, almacenamiento de crudo, despacho de crudo hacia Refinería de Barrancabermeja y hacia el Oleoducto de Colombia

Caucasia CC 56,76 608 Estación de Rebombeo

Coveñas CV 13,07 797 Entrega de crudo, Almacenamiento y Exportación

Las Estaciones del Sistema OCENSA también están organizadas por segmentos, estos segmentos se describen a continuación:

Segmento 0: Entre Estación Cupiagua y Estación Cusiana

Segmento I: Entre Estación Cusiana y Estación El Porvenir.

Segmento II: Inicia en la Estación El Porvenir, pasando por las Estaciones Miraflores y La

Belleza, hasta la Estación Vasconia.

Segmento III: Inicia en la Estación Vasconia, pasa por la Estación Caucasia y finaliza en el

Terminal Coveñas.

Segmento IV: Entre Terminal Coveñas y Monoboya para exportación.

La operación del Oleoducto OCENSA se lleva a cabo desde el Cuarto de Control Primario ubicado en Bogotá mediante un Sistema SCADA por sus siglas en inglés (Sistema de Supervisión, Control




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y Adquisición de Datos). El Cuarto de Control Primario se comunica y monitorea permanentemente las variables de las estaciones y la línea. Actualmente el bombeo de crudo en el Oleoducto Ocensa es constante (24 horas al día, los 7 días de la semana) y se realiza de acuerdo a la programación del oleoducto que está basada en las nominaciones entregadas por los Propietarios, Remitentes y Terceros mes a mes. La programación del oleoducto define los volúmenes a bombear diariamente para cada tipo de crudo, las secuencias de batcheo (volúmenes de crudo organizados en tren según la calidad y tamaño) buscando facilitar la operación de la línea, las entregas programadas y las exportaciones acordadas en el mes. La secuencia de batcheo actual involucra los tipos de crudo Pesado, Mezcla y Liviano. 2.1 Estación Cusiana: Estación de almacenamiento y bombeo. El sistema de oleoducto OCENSA inicia en esta estación. En el momento recibe y almacena crudo Cusiana y Cupiagua que luego es despachado hacia la estación El Porvenir o hacia la línea (operación de bombeo directo) mediante un equipo de bombeo compuesto por cuatro (4) unidades booster y cuatro (4) unidades principales que están disponibles y pueden usarse de acuerdo al requerimiento y condiciones operacionales. La estación cuenta con una capacidad de almacenamiento de 950 KBls (aproximadamente) distribuida de la siguiente manera:

Lugar Crudo Recibo Número de

Tanques Capacidad

(KBls)

Fase II Cusiana/Cupiagua

Castilla Mezcla

3 950

Diagrama de la Estación:

2.2 Estación El Porvenir: Estación de almacenamiento y bombeo. En el momento la estación recibe y almacena los crudos Mezcla, Castilla, Floreña y Cusiana que luego son despachados hacia la línea en secuencias

Fase-I

Fase-II

Producción (Crudo Cupiagua)

Producción (Crudo Cusiana)

Hacia Estación El Porvenir




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programadas mediante un equipo de bombeo compuesto por cuatro (4) unidades booster, cuatro (4) unidades Rebooster y diez (10) unidades principales organizadas en paralelo. En relación con el bombeo de crudo, la estación puede cumplir con dos (2) funciones, la primera como estación de rebombeo cuando la Estación Cusiana esta bombeando crudo hacia la línea y la segunda como estación de bombeo siendo la que origina el despacho de crudos hacia la línea. Esto significa que la estación se mantiene en bombeo permanente a menos que haya una parada de bombeo programada o no-programada. La Estación recibe los diferentes tipos de crudo a través de varias líneas aferentes y de la Estación Cusiana. Cuenta con cinco (5) tanques que proveen una capacidad de almacenamiento de 260 KBls. Lo descrito anteriormente se presenta en la siguiente tabla:

Línea Aferente

Tipo de Crudo

Área de Almacenamiento

Capacidad (Barriles)

Estación Cusiana

Cusiana / Cupiagua

Estación El Porvenir 40.000

Araguaney Mezcla Estación El Porvenir 110.000

Floreña Estación El Porvenir 50.000

Santiago Mezcla Estación El Porvenir 110.000

Recibo Altos de Porvenir

(Apiay+ODL) Castilla Estación El Porvenir 100.000


El Porvenir

Desde Estación Cusiana

Hacia Estación Miraflores

Línea Apiay Altos de PR

Línea ODL

Línea Araguaney

Línea Santiago




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2.3 Estación Miraflores: Estación de rebombeo o estación intermedia de bombeo, solo cuenta con una capacidad suficiente de almacenamiento para recibir volúmenes de crudo provenientes de las válvulas de alivio y de los drenajes por operaciones al interior de la estación o de mantenimiento. La estación cuenta con un equipo de bombeo compuesto por diez (10) unidades principales organizadas en paralelo. Desde la Estación Miraflores hasta la Estación La Belleza el diámetro de tubería aumenta de 30” a 36”. Diagrama de la Estación:

2.4 Estación La Belleza: Estación reductora de presión. En esta estación el diámetro de tubería vuelve a cambiar de 36” a 30”. Está compuesta por dos (2) válvulas de control que según el requerimiento operacional puede utilizarse una o las dos (2) válvulas al tiempo. Dentro del esquema de control del oleoducto, la estación cumple con la función de evitar la separación de columna (generación de vapores provenientes del crudo) aguas arriba de la misma (Tramo entre Estación Miraflores y Estación La Belleza) y proteger aguas abajo el tramo correspondiente al Valle del Río Minero (Entre Estación La Belleza y Estación Vasconia) debido al abrupto cambio de altura existente y que tiene incidencia directa en la presión que se presenta en ese sector de la línea. Diagrama de la Estación:

Hacia Estación La Belleza Desde Estación El Porvenir

Hacia Estación Vasconia Desde Estación Miraflores




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2.5 Estación Vasconia: La Estación Vasconia es una instalación estratégicamente localizada y de mucha importancia en el sistema de transporte de crudo OCENSA. Esta instalación sirve como punto de intersección y almacenamiento de crudo proveniente del Oleoducto OCENSA y de otras líneas a las cuales está conectada. La estación cuenta con la capacidad de rebombear o redireccionar el flujo del crudo que pasa por ella hacia diferentes instalaciones en otras áreas del país. La Estación Vasconia recibe el crudo que ha pasado por la Estación La Belleza y tiene la capacidad de realizar las siguientes operaciones que se integran con el Oleoducto OCENSA:

Direccionar crudo por la tubería de 30” que compone la línea OCENSA hacia el Terminal

Coveñas OCENSA rebombeando el volumen recibido con cuatro (4) unidades principales

organizadas en paralelo.

Direccionar el crudo hacia la Refinería de Barrancabermeja (CIB) mediante un patín de alta

presión.

Direccionar el crudo hacia el Oleoducto de Colombia (ODC) mediante un patín de alta

presión.

Almacenar crudo en los tanques de la estación recibido por un sistema de alivios donde se

encuentra un patín de baja presión.

Adicional a lo anterior, la Estación como parte de otros sistemas de transporte también cuenta con unidades de bombeo que se utilizan para despachar crudo desde sus tanques hacia:

La Refinería de Barrancabermeja (CIB).

El Oleoducto de Colombia (ODC).

El papel que juega la Estación Vasconia integrada en el Oleoducto OCENSA es el de rebombear el crudo proveniente de la Estación La Belleza hacia la Estación Caucasia y el Terminal Coveñas. Actualmente, debido a que el flujo que se maneja en el tramo compuesto entre la Estación El Porvenir hasta la Estación Vasconia (también conocido como Segmento- II) es mucho mayor al flujo existente en el tramo entre la Estación Vasconia hasta el Terminal Coveñas (conocido como Segmento-III), se requiere un recibo permanente de crudo aliviado en la Estación Vasconia para garantizar un funcionamiento óptimo de la línea dentro de parámetros seguros de operación.




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2.6 Estación Caucasia: Estación de rebombeo que cuenta con cuatro (4) unidades principales organizadas en paralelo. La Estación Caucasia recibe el crudo que ha sido rebombeado por la Estación Vasconia hacia la línea OCENSA de 30” de diámetro y lo vuelve a reimpulsar hacia el Terminal Coveñas. Diagrama de la Estación:

2.7 Terminal Coveñas: Estación de almacenamiento, transferencia y exportación. El Terminal recibe los batches resultantes que después del despacho en las Estaciones Cusiana / El Porvenir pasaron por la Estación Vasconia donde se realizaron entregas por programa de los batches transportados y donde la secuencia de batcheo tiene cierta alteración en su orden.

Vasconia I

Hacia Estación Caucasia

(L-30”)

Hacia CIB

Hacia ODC Desde Estación

La Belleza

Vasconia II

Hacia Terminal Coveñas Desde Estación Vasconia




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Los tipos de crudo que llegan al Terminal son Mezcla, Castilla y Cusiana, estos crudos se almacenan en los tanques del terminal y luego son exportados o transferidos de acuerdo a la programación que se haya definido con anterioridad. El Terminal cuenta con instalaciones de propiedad de tres (3) compañías diferentes que se indican a continuación:

Ecopetrol

Oleoducto de Colombia (ODC)

OCENSA

El Terminal es controlado por los operadores del mismo a excepción de las válvulas de control que hay a la entrada y que se controlan desde el Cuarto de Control Primario (Bogotá). En lo concerniente al Oleoducto OCENSA, la operación del Terminal consiste en recibir y almacenar los crudos provenientes que se transportan en la línea de 30”, realizar transferencias de crudo hacia otras dependencias o recibir transferencias de crudo provenientes de otras dependencias en tanques de propiedad OCENSA. Otra operación del Terminal como las operaciones de Cargue de Buque-Tanques también se controlan localmente, en esta operación como en las anteriores el operador del Terminal deberá seleccionar los tanques que se necesiten, la correcta alineación de la tubería y las unidades que se requieran para el bombeo. Los cargues de Buque Tanques en la actualidad son de 500 KBls o un (1) millón de Barriles. De acuerdo a la distribución actual de tanques en el Terminal Coveñas OCENSA, la capacidad total de almacenamiento es de 2.550.000 Barriles. Diagrama de la Estación:

Hacia TLU-2

Desde Estación Caucasia




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ANEXO 2

MEDICIÓN DE CALIDAD

1. ANÁLISIS DE LABORATORIO OCENSA realiza un monitoreo permanente a la calidad y a los volúmenes de cada una de las corrientes que se reciben en los PUNTOS DE ENTRADA, así como en la entrega de crudo que se realiza en los PUNTOS DE SALIDA del sistema. Las principales características de calidad a evaluar en los crudos transportados por OCENSA son los siguientes: 1.1 GRAVEDAD API

La gravedad específica o densidad relativa de un líquido, es la relación de la densidad del

líquido a cierta temperatura con respecto a la densidad del agua a una temperatura

normalizada o de referencia. Los requerimientos de temperatura son dados por la expresión

“Gravedad Especifica 60/60 °F". Densidad La densidad de una sustancia es su masa por unidad de volumen. La unidad de densidad en el sistema internacional (SI) es el kilogramo por metro cúbico. La gravedad API del petróleo está basada en una escala escogida por el American Petroleum Institute, la cual es relacionada con la gravedad específica de acuerdo a la siguiente fórmula:

La gravedad específica del agua pura es de 1.00000, la cual es equivalente a una

gravedad API de 10.

La gravedad API es una forma de expresar la densidad de un líquido en una escala de

0 -100 para una fácil comparación. 1.2 CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTO

En operaciones de refinación o en general de combustión, la presencia de agua y sedimento, aumenta la corrosión, genera taponamiento de calentadores e intercambiadores y en general provoca efectos adversos en el proceso y por lo tanto en la calidad de los productos. El sedimento, normalmente está presente en el crudo como sólidos dispersos extremadamente finos, que originalmente vienen desde los yacimientos con el crudo, o en los fluidos utilizados para taladrar los pozos, los cuales pueden tomar la forma de arena, arcilla, pizarra o partículas rocosas. Otros sedimentos pueden provenir de la tubería usada en el transporte, tanques y en general en todos los equipos de producción y transporte.

5.1315.141

60/60

FSG

APIGravedad




22

El agua puede aparecer en el crudo en forma de pequeñas gotas o como emulsión y puede contener sales químicas y otras sustancias dañinas. Existen varios métodos usados para determinar la cantidad de agua y sedimento en crudos y combustibles residuales. Ellos son: métodos por centrifugación, agua por destilación y sedimento por extracción, Karl Fisher, siendo este último el más usado por su precisión.

1.3 CONTENIDO DE AZUFRE El contenido de azufre en los crudos es importante en la calidad de éstos, ya que una elevada cantidad de azufre incrementa el costo y la complejidad de las operaciones de refinación. Adicionalmente existen regulaciones gubernamentales y ambientales que restringen el contenido de azufre en los combustibles. El método de análisis provee una medición rápida y precisa del contenido de azufre, en el petróleo y sus derivados, a partir de una muestra muy pequeña. La muestra es irradiada por una fuente de rayos X y la medición de dicha radiación (conteo) se compara con mediciones obtenidas previamente con patrones de calibración que están dentro del rango de concentración de las muestras de interés.

1.4 CONTENIDO DE SAL El contenido de sal en el petróleo se mide en términos de concentración de cloruro de sodio por volumen de petróleo, libras de NaCl por cada 1000 barriles, PTB. Los niveles altos de sal producen corrosión en los sistemas de refinación y en los sistemas de transporte. El principio del método está basado en la conductividad de una solución de crudo en un solvente polar cuando es sometido a descargas eléctricas. El contenido de sal se obtiene con una curva de calibración de intensidad de corriente contra el contenido de Sal en PTB.

1.5 NÚMERO ÁCIDO El Número ácido sirve para determinar los componentes ácidos presentes en el petróleo y se expresa como la cantidad de base, Hidróxido de Potasio, que se requiere para titular una muestra y neutralizarla. El número ácido permite predecir los posibles cambios de un producto cuando durante su uso es sometido a condiciones de oxidación.

1.6 CONTENIDO DE METALES El método utilizado para determinar el contenido de metales en un hidrocarburo líquido es la espectrofotometría de absorción atómica (EAA). La presencia de metales en el petróleo se determina a fin de prevenir efectos adversos durante su procedimiento en refinerías (desactivación de catalizadores).

1.7 VISCOSIDAD CINEMÁTICA Y VISCOSIDAD DINÁMICA La viscosidad expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando se le aplica una fuerza externa. Es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones. Existen dos formas de expresar la viscosidad:




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Viscosidad Dinámica ó Absoluta Viscosidad Cinemática.

La viscosidad absoluta o dinámica se mide en poises y centipoises. El poise está medido en

dinas seg/cm2. La viscosidad del agua a 68º F es 0.01002 poises o 1.002 centipoises. ( =

Centipoises = cP). La viscosidad cinemática es la viscosidad absoluta referida a la densidad del fluido a la misma

temperatura ( = / , = gr/cm3) y es aproximadamente igual a centipoises divididos por la

densidad relativa ( / sgu). Las unidades son stokes (cm2/s) o centistokes (m

2/s). Para

convertir stokes a centistokes sólo es necesario dividir por 10000. La viscosidad cinemática se determina mediante la medición del tiempo para que un volumen fijo de líquido fluya a través de un capilar de un viscosímetro calibrado con una carga de fuerza reproducible y a una temperatura conocida y bien calibrada. La viscosidad cinemática es el producto de la medida del tiempo de flujo y la constante de calibración del viscosímetro.

1.8 PUNTO DE FLUIDEZ El punto de fluidez de un líquido es la temperatura más baja a la cual el líquido fluye. Normalmente, por efectos de la exactitud de la medida, la temperatura es expresada en múltiplos de 5º F (3°C). En la determinación del punto de fluidez, ASTM D-5853, la muestra es enfriada bajo condiciones controladas y la temperatura es observada a decrementos de 5 °F hasta que no exista movimiento aparente en la superficie del crudo, cuando el equipo sea colocado en posición horizontal por exactamente 5 segundos. Esta temperatura es registrada como punto de fluidez, pero por definición el punto de fluidez es una temperatura 5 °F mayor que esta temperatura. El punto de fluidez es una indicación de la más baja temperatura, a la cual el producto puede ser bombeado en un medio de transporte.

1.9 PRESIÓN DE VAPOR La presión de vapor es una propiedad física importante de los líquidos volátiles. El método de análisis determina la presión de vapor a 37,8 °C (100 °F) de petróleo o productos derivados con punto inicial de ebullición superior a 0 °C (32 °F). La presión de vapor Reid, RVP, es la presión absoluta medida en psia. El valor de la presión de vapor Reid es utilizado para propósitos de transporte comercial, almacenamiento y para cálculos de diseño de equipos en esquemas de procesamiento.

1.10 CLORUROS La identificación de cloruros orgánicos es importante dado que puede causar daños en los procesos de refinación. La presencia de cloruros puede desencadenar en la formación de ácido clorhídrico y causar grandes problemas de corrosión. Los cloruros no son propios de las formaciones de petróleo, sino que resultan de operaciones de limpieza, de tratamientos luego de la extracción y/o de procesos de transporte por Oleoductos.




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2. ANÁLISIS POR ESTACIÓN A continuación se listan algunos de los análisis que se realizan en cada una de las estaciones donde se cuenta con almacenamiento, ya que la frecuencia de cada uno depende de la situación operacional del sistema. 2.1 ESTACIÓN CUPIAGUA

En la estación Cupiagua se realizan los siguientes análisis para transferencias en custodia:

Punto de muestreo Análisis

Muestreador automático Unidad LACT de Despacho a línea Cupiagua-Cusiana. Muestra Compuesta

Gravedad API

Contenido de sedimento

Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Viscosidad a 40º C

Tanques de almacenamiento Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Contenido de azufre

Tabla 1. Análisis de rutina en la Estación Cupiagua

Para controlar la variación de la calidad en la corriente Cupiagua se realizan los siguientes análisis:


Muestra tanque de almacenamiento Cupiagua. Muestra corrida

Número Acido

Contenido de Níquel

Contenido de Vanadio

Presión de vapor

Contenido de cloruros

Tabla 2. Análisis para controlar la variación de la calidad

2.2 ESTACIÓN CUSIANA

En la estación Cusiana se realizan los siguientes análisis para transferencias en custodia:


Muestreador automático Unidad LACT de Despacho a línea Cusiana – El Porvenir, o muestra en tanques. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Viscosidad a 40º C

Tanques de almacenamiento Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal




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Contenido de azufre

Tabla 3. Análisis de rutina en la Estación Cusiana Para controlar la variación de la calidad en la corriente Cusiana se realizan los siguientes análisis:


Muestra tanques de almacenamiento Cusiana en CPF Cusiana. Muestra Compuesta

Número Ácido



Presión de Vapor


Tabla 4. Análisis para controlar la variación de la calidad

2.3 ESTACIÓN EL PORVENIR

En la estación El Porvenir se realizan los siguientes análisis:


Muestreador automático sistema de medición al recibo de línea Altos del Porvenir. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Viscosidad a 40º C

Muestreador automático sistema de medición al recibo de línea Araguaney. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Viscosidad a 40º C

Muestreador automático sistema de medición al recibo de línea Santiago. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Viscosidad a 40º C

Tanques de almacenamiento Muestra compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Contenido de azufre

Viscosidad a 30º C y 40º C

Tabla 5. Análisis de rutina en la Estación El Porvenir Para controlar la variación de la calidad en las diferentes corrientes se realizan los siguientes análisis:


Muestra tanques de almacenamiento

Número Acido





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Muestra compuesta Contenido de Vanadio

Muestra compuesta de recibo de cada una de las líneas (Altos del Porvenir, Santiago y Araguaney)

Número Acido



Contenido de Azufre

Presión de Vapor


Tabla 6. Análisis para variación de la calidad, Estación El Porvenir

2.4 ESTACIÓN VASCONIA – ENTREGAS

En la Estación Vasconia se realizan los siguientes análisis para transferencias en custodia:


Muestreador automático sistema de medición al recibo Línea Ocensa - Baja Presión. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Muestreador automático sistemas de medición al recibo Línea Ocensa - Alta Presión. Muestra Compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Tabla 7. Análisis de rutina en la Estación Vasconia 2.5 TERMINAL COVEÑAS – OCENSA En el Terminal Coveñas se realizan los siguientes análisis para control de calidad en el recibo:


Muestreador automático sistema de medición al recibo de la Línea 30”.

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Tanques de almacenamiento Muestra compuesta

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Contenido de azufre

Viscosidad a 30º C

Tabla 8. Análisis de rutina en el Terminal Coveñas

En el Terminal Coveñas se realizan los siguientes análisis para transferencias en custodia a Exportación y transferencias a la VIT y ODC:


Muestreador automático sistema de medición de Línea despacho a

Gravedad API





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exportación.

Contenido de agua

Contenido de sal

Viscosidad a 30º C

Tanques de almacenamiento previo a cada exportación o transferencia. Se debe determinar la calidad de los tanques para verificar que el crudo esté dentro de las especificaciones.

Gravedad API


Contenido de agua

Contenido de sal

Contenido de azufre

Tabla 9. Análisis para transferencias en custodia a exportación A cada muestra del recibo de crudo Cusiana, muestra compuesta de despacho y muestra compuesta del Buque, se les determinará el contenido de Níquel y Vanadio. Dada la complejidad de estos ensayos, los mismos se realizarán en un laboratorio especializado para tal fin. A las muestras compuestas de exportaciones de crudo Castilla se les determinará la viscosidad, pero este ensayo se realizará con posterioridad a la partida del Buque. Este resultado no se requiere entregar de forma inmediata. Para controlar la variación de la calidad de las diferentes corrientes se realizan los siguientes análisis:


Muestra tanques de almacenamiento Muestra corrida

Número Acido



Presión de vapor

Perfil de tanques de crudo pesado

Muestra cada metro con tanque lleno

API

Viscosidad a 30º C

Contenido de Níquel y Vanadio

Contenido de azufre

Tabla 10. Análisis para controlar la variación de la calidad en el Terminal Coveñas

3. ESPECIFICACIONES MÍNIMAS DE CALIDAD Las especificaciones mínimas de calidad establecidas para el recibo de crudos en transferencia en Custodia son las siguientes:

3.1 ESPECIFICACIONES MÍNIMAS DE CALIDAD PARA CRUDO LIVIANO Y MEZCLA

Parámetro de Prueba Límites Estándar de Prueba

Sedimento y Agua o particulados

≤ 0.5 % por volumen Sedimento ASTM D-473 Agua - Karl Fischer ASTM D-4377

Densidad @ 15°C Gravedad API @ 60 °F

≤ 927 kg/m3 ≥ 21.1 °API

ASTM D-287 o ASTM D-1298

Viscosidad @ 30°C: ≤ 250 cSt @ 30 °C ASTM D-445 o D-446

Presión de Vapor ≤ 103 kPa RVP ASTM D-323

Temperatura de Recibo ≤ 38 °C

Cloruros Orgánicos 0 trazas (máximo)

Tabla 11. Especificaciones mínimas de calidad para crudo Liviano y Mezcla

3.2 ESPECIFICACIONES MÍNIMAS DE CALIDAD PARA CRUDO PESADO




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Parámetro de Prueba Límites Estándar de Prueba

Sedimento y Agua o particulados

≤ 0.8 % por volumen Sedimento ASTM D-473 Agua - Karl Fischer ASTM D-4377

Densidad @ 15°C Gravedad API@ 60 °F

≥ 946 kg/m3 ≥ 18 °API

ASTM D-287 o ASTM D-1298

Viscosidad @ 30°C: ≤ 300 cSt @ 30 °C ASTM D-445 o D-446

Presión de Vapor ≤ 103 kPa RVP ASTM D-323

Temperatura de Recibo ≤ 38 °C

Cloruros Orgánicos 0 trazas (máximo)

Tabla 12. Especificaciones mínimas de calidad para crudo Pesado

4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

NOMBRE DEL DOCUMENTO CODIGO

Amended and Restated Oleoducto Central Agreement. Schedule K: Transportation Agreement. Schedule D: Initial Shippers General Term & Condition.

Article 6. Section 6.3. Taking of Samples. Article 7. Section 7.1. Minimun Quality. Attachment 2.

ASTM D-4377. Contenido de agua por Karl Fisher.

ASTM D-4006. Contenido de agua por destilación.

ASTM D-1298. Gravedad API

ASTM D-473. Contenido de sedimento

ASTM D-5853. Punto de fluidez

ASTM D-3230. Contenido de sal

ASTM D-4294. Contenido de azufre

ASTM D-445. Viscosidad cinemática

ASTM D-664/974. Número Ácido

ASTM D-5863. Determinación de Níquel, Vanadio, Hierro y Sodio en crudo y combustibles residuales por absorción atómica

ASTM D-323. Presión de vapor

ASTM D-4929. Determinación de contenido de Cloruros orgánicos en petróleo

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 1. Muestreo manual

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 2. Muestreo automático

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 3. Mezcla y manejo de muestras líquidas




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ANEXO 3

COMPENSACION VOLUMÉTRICA POR CALIDAD (CVC) El presente Manual abarca desde el proceso diario hasta la compensación volumétrica por calidad reflejando las operaciones que se realizan en el sistema. 1. BALANCE VOLUMÉTRICO En OCENSA se realizan dos (2) balances volumétricos:

Balance Volumétrico diario por punto.

Balance volumétrico mensual.

1.1 BALANCE VOLUMÉTRICO DIARIO El balance que se realiza día a día tiene como finalidad estimar las pérdidas no identificables (PNI) que se presentan en el sistema ó para calcular un despacho. La suma de las pérdidas no identificables de cada punto representa la pérdida estimada de un día específico y es una ayuda para iniciar acciones correctivas inmediatas.

Se realiza por punto. En la Figura 1 se presenta un ejemplo para la estación El Porvenir:

El Porvenir

Io

If

E MZ

E CS

R Comb

D MZ

D CS

Io + E ( CS+MZ) - D (CS+MZ) - If = P.N.I.

PI

Figura 1. Balance por punto en la estación el Porvenir La fórmula utilizada en todos los puntos es la misma, pero dependiendo de las facilidades se despeja, ó el Despacho, ó producción, ó la PNI.

Estación Cupiagua: Se calcula la producción (Entrega)

Estación CPF: Se calcula la producción (Entrega)




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Estación Cusiana: Se calcula el despacho ó la PNI (depende si hay recibo oficial en tanques ó no)

Estación El Porvenir: Se calcula el despacho ó la PNI (depende si hay recibo en tanques ó no)

Línea El Porvenir - Vasconia: Se calculan las PNI.

Línea Vasconia - Coveñas: Asumen PNI = 0; No se realiza Balance en este sector.

Terminal Coveñas: Se calculan las PNI.

1.2 BALANCE VOLUMÉTRICO MENSUAL

Este balance es el consolidado final mensual basado en volúmenes totales de Entregas, Retiros, PNI, PI, Inventario del último día del mes anterior, considerado Inventario Inicial y el inventario del último día del mes a Balancear.

El sistema de Ocensa, se divide en dos (2) partes para efectos de Balance Mensual: Segmento 0-3 y Segmento 4.

Balance global del Segmento 0 – 3 (SEG 0-3)

Para iniciar con el balance es necesario tener consolidada la información que se detalla a continuación:

Los Inventarios Iniciales y Finales correspondientes al último día del balance del mes anterior y del último día del mes a balancear, respectivamente.

Los datos requeridos para el balance del Segmento 0-3 son:

II = Inventario Inicial (Último día del mes anterior)

o Inventario Estaciones del Sistema que reciben crudo a través de PUNTOS DE ENTRADA

o Línea El Porvenir – Vasconia

o Línea Vasconia – Coveñas

E = Entregas en custodia

o Entregas por cada PUNTO DE ENTRADA que tenga el sistema

o Entregas por Cross Over (si se presentan)

o Reinyección de crudo a la línea que se realiza desde las estaciones (si se

presentan)




31

R = Retiros del Sistema

o Retiros por cada PUNTO DE SALIDA que tenga el sistema

o Retiros de crudo para ser tomado como Combustible en las Estaciones

o Retiros Cross Over (si se presentan)

o Alivios a tanque de relevo (si se presentan) D = Despachos

Volúmenes entregados a la Estación Coveñas. IF = Inventarios Finales

o Inventario Estaciones del Sistema que reciben crudo a través de PUNTOS DE

ENTRADA o Línea El Porvenir – Vasconia

o Línea Vasconia – Coveñas

PI = La información de las PI por evaporación se calcula posteriormente.

o Las PI se calculan con la siguiente fórmula:

PI = E locación * %PI

o Las PI totales del Segmento 0 al 3 es igual a la Sumatoria de las PI’s de todas las estaciones que hayan sido identificadas:

PISG 0–3 = PI

Pasos generales del balance para Segmento 0 – 3 (SEG 0-3)

a) Cálculo de PNI totales

Las PNI totales se calculan utilizando la siguiente ecuación.

II + E - R - IF– D – PI = PNI

b) Distribución de PNI por segmento

Una vez se calculan las Pérdidas No Identificables totales SG 0-3, es necesario distribuirlas por segmento puesto que los crudos y las compañías que participan en cada uno de ellos no son los mismos. Esta distribución se realiza según porcentajes que se hayan movilizado en cada segmento.

1

1 Este criterio se asumió con el fin de poder despejar incógnitas que permitan llegar al balance volumétrico por segmento y

tipo de crudo ya que no se cuenta con sistemas de medición en todos los puntos del sistema de Ocensa.




32

Los volúmenes movilizados “potenciales” en cada segmento se calculan de la siguiente manera:

V0 = ECUPCP V1 = V0 + ECUCS – PISG0 V2 = V1 + EMZ + EPRFL+ IISG1 – IFSG1 – PISG1 V3 = V2 - RVS + II SG2 – IFSG2 – RC+ Reinyección – Alivios – PISG2 Vtotal = V0 + V1 + V2+ V3

El % de PNI para cada segmento se calcula, aplicando la siguiente fórmula:

% Vx = Vx / Vtotal Las PNI totales se distribuyen por segmento así:

PNISG0 = PNItotales * % V0




c) Distribución de PNI de cada segmento por tipos de crudo

El % de PNI para cada segmento, para cada crudo, se calcula aplicando la siguiente fórmula:

% VSG CRUDO X = V SG CRUDO X / Vtotal SG Las PNI totales se distribuyen por segmento así:

PNISGX MZ = PNItotales * % VSG CRUDO MZ PNISGX CS = PNItotales * % VSG CRUDO CS

PNISGX CP = PNItotales * % VSG CRUDO CP

PNISGX CA = PNItotales * % VSG CRUDO CA

d) Balance de castilla Segmento 2-3 (SG 2-3) para cálculo de interfase castilla – mezcla

Se calcula el balance de crudo castilla para los segmentos 2 y 3 para poder despejar la interfase total Castilla – Mezcla.




33

Inv. Inicial +

Entregas +

reinyección +

Entrega CO +

Retiro CO -

Retiros compañía -

Alivios a TK Relevo -

Retiros VI -

Retiros VII -

PI -

PNI -

Inv. Final -

Despachos a Cov. ODC -

Despachos a Cov. Ocensa -

Interfase CA-MZ = Tabla 1. Balance Castilla

La Ecuación es:

ICA-MZ2-3 = ECA + IICA – RCA – DCA - PNI CA– PICA – IFCA

e) Distribución de interfase castilla-mezcla en Segmento 2-3 (SG 2-3)

Tan pronto se tenga la Interfase total se procede a calcular la Interfase por segmento, como porcentaje de los volúmenes potenciales transportados de castilla en segmento 2 y 3 tal como se calcularon en la distribución de las PNI por tipo de crudo.

f) Balance de mezcla en Segmento 2-3 (SG 2-3) para cálculo de interfase Cusiana –

mezcla

Se calcula el balance de crudo mezcla para los segmentos 2 y 3 para poder despejar la interfase total Cusiana – Mezcla y teniendo en cuenta la interfase Castilla – Mezcla calculada anteriormente.




34

Tabla 2. Balance Castilla - Mezcla

g) Distribución de interfase Cusiana-mezcla en SG 2 y 3

Tan pronto se tenga la Interfase total se procede a calcular la Interfase por segmento, como porcentaje de los volúmenes potenciales transportados de Cusiana en el segmento 2 y 3 tal como se calcularon en la distribución de las PNI por tipo de crudo.

h) Cálculo de entradas en cada segmento, iniciando del SG 3 y finalizando en el SG 0

Habiendo despejado las PNI por tipo de crudo y las Interfases, se procede a identificar todas aquellas incógnitas que se tienen para poder generar el balance volumétrico real por segmento y tipo de crudo, utilizando las siguientes fórmulas para cada tipo de crudo:

ECS + IICS - RCS - DCS - IFCS - PI CS - PNICS + Interfase = 0 ECP + IICP - RCP - DCP - IFCP - PI CP - PNICP = 0 EMZ + IIMZ – RMZ - DMZ - IFMZ - PIMZ - Interfase - PNIMZ = 0

Se inicia con el segmento 3 donde los retiros son conocidos y sólo se despejan las entregas y se hallan las demás incógnitas para el segmento 2, el segmento 1 y se cierra en “0” cada balance. Segmento 3 (Línea Vasconia - Coveñas)

E3CS = PNI3CS - II3CS + R3CS + D3CS + IF3CS + PI3 CS + Int cs-mz

E3CP = PNI3 CP - II3 CP + R3 CP + D3 CP + IF3 CP + PI3 CP

E3MZ = PNI3 MZ - II3 MZ + R3 MZ + D3 MZ + IF3 MZ + PI3 MZ – Int cs-mz – Int ca-mz E3CA = PNI3 CA - II3 CA + R3 CA + D3 CA + IF3 CA + PI3 CA + Int ca-mz

BALANCE DE CASTILLA BALANCE DE MEZCLA

Inv. Inicial + + Entregas + + reinyección + + Entrega CO + + Retiro CO - - Retiros compañía - - Alivios a TK Relevo - - Retiros VI - - Retiros VII - - PI - - PNI - - Inv. Final - - Despachos a Cov. ODC - - Despachos a Cov. Ocensa - - Interfase CA-MZ = + Interfase Cus-MZ =




35

Segmento 2 (Estación El Porvenir + Línea El Porvenir Vasconia) Luego de haber calculado las Entregas al segmento 3 (Línea Vasconia-Coveñas), se toman los datos de Cusiana y Cupiagua para aplicar como despachos del segmento 2 (D2CS, D2CP) y hallar las entregas de estos crudos a este segmento así:

E2CS = PNI2CS - II2CS + R2CS + D2CS + IF2CS + PI2 CS + Int cs-mz

E2CP = PNI2 CP - II2 CP + R2 CP + D2 CP + IF2 CP + PI2 CP

E2MZ = PNI2 MZ - II2 MZ + R2 MZ + D2 MZ + IF2 MZ + PI2 MZ – Int cs-mz – Int ca-mz E2CA = PNI2 CA - II2 CA + R2 CA + D2 CA + IF2 CA + PI2 CA + Int ca-mz

Despeje de incógnitas Segmento 1 Como despachos de segmento 1 de cupiagua (D1 CP) se consideran las Entregas al segmento 2 del mismo crudo (E2CP) – Entregas de Floreña a baches de Cupiagua dados por inspector en Estación El Porvenir:

E1CP = PNI1 CP - II1 CP + R1 CP + D1 CP + IF1 CP + PI1 CP - Interfase

i) Chequeo en SG 0 del balance y revisión de cálculos

Si todos los cálculos están bien hechos el cálculo anterior debe ser igual a la entrega de Cupiagua en Custodia. Finalmente se hace un balance global de los cuatro tipos de crudo con cierre a cero. j) Balance segmento 4

Los pasos generales del balance del Terminal Coveñas son:

Cálculo de PNI totales

Cálculo de PNI por tipo de crudo

Cálculo de Interfase de Castilla-Cusiana y Mezcla-Cusiana

Cálculo de Interfase de Castilla-Mezcla

Balance de Castilla para chequeo El segmento 4 tiene medición tanto a la entrada como a la salida del crudo, de tal manera que el balance se realiza utilizando la ecuación:

PNI4 total = E4 +II4 – R4 – PI4 – IF4 Donde: E E VS-CV (línea Vasconia-Coveñas OCE) + E LODC (línea Vasconia-Coveñas ODC)




36

II Existencias en tanques del último día del mes anterior + el crudo con que se encuentre empacada la línea submarina IF Existencias en tanques del último día del mes a balancear + el empaque de la línea submarina R Volúmenes exportados + Transferencias a ODC y/o al GCA PI Calculadas según porcentajes dados por ingeniería, o por emergencias, o trabajos de reparación y/o mantenimiento. PNI Pérdidas totales no identificables Tan pronto se han identificado las PNI totales del segmento 4 se procede a realizar la distribución por tipo de crudo, identificando el porcentaje que se va a aplicar y luego multiplicando dicho porcentaje a las PNI totales: % PNI4CRUDO X = E4CRUDO X /E4 totales PNI4CRUDO X = PNI4total * % PNI4CRUDO X Posteriormente se hace el balance de Cusiana y se procede a identificar la Interfase para el Crudo Cusiana. Esta interfase es la suma de las interfases Cusiana-Mezcla y Cusiana-Castilla así:

Inventario Inicial Total +

Total Entregas +

Total PI -

Total PNI -

Total Retiros -

Total Despachos -

Total Inventario Final -

Interfase Total Segmento 4 =

Tabla 3. Interfase crudo Cusiana Posteriormente la Interfase entre Cusiana-Mezcla y Cusiana-Castilla se prorrata de las exportaciones de cada tipo de crudo. Luego se hace balance de Mezcla, teniendo en cuenta la PNI y la interfase Cusiana-Mezcla para determinar la interfase Castilla-Mezcla Finalmente, se hace balance de Castilla para verificar que el balance cierre a cero.

2. COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD El propósito de la CVC es distribuir la propiedad de una corriente a cada propietario de Petróleo, respecto de la calidad inicial entregada para transporte basado en un método de valoración de Petróleos. El proceso le entrega un mayor volumen del recibido inicialmente, a aquellas compañías que por efecto de las mezclas que se producen en el transporte, desmejoraron la calidad de su Petróleo y viceversa.




37

El Procedimiento de Compensación Volumétrica Por Calidad (CVC) se realiza cuando se dan las siguientes condiciones: a) Mezcla de dos (2) ó más corrientes con diferente participación de propiedad por compañía, y b) Diferente calidad de cada una de las corrientes a mezclar. Para poder realizar la compensación volumétrica por calidad es necesario realizar los siguientes procesos: a) Caracterización de Petróleos: Es el proceso de identificación de cada uno de los Petróleos

que forman parte de las corrientes que se transportan en el Oleoducto, comúnmente llamados Petróleos puros ó corrientes puras. A cada una de las corrientes puras se les realiza una caracterización en un laboratorio especializado, llamado “Assay”. Las mezclas que se generan a lo largo del sistema de transporte se simulan mediante herramientas tecnológicas diseñadas para tal fin.

b) Valoración de Petróleos. Es asignar un valor a cada una de las corrientes puras y a las mezclas, basados en métodos de valoración como Cortes por Destilación ó regresión lineal con API y contenido de Azufre. Este proceso de valoración se realiza en una aplicación que ha sido aprobada por cada uno de los Remitentes.

c) Balance Volumétrico del Oleoducto. Es el cálculo de las Pérdidas No Identificables (PNI),

teniendo en cuenta los informes presentados por el Inspector Independiente de cada una de las estaciones y la validación que se realiza diariamente de cada uno de los movimientos de petróleo en custodia (Balance Mensual).

Figura 2. Pasos de la Compensación Volumétrica En la Figura 3 se muestra cómo cada una de las actividades mencionadas anteriormente, se interrelaciona en el Proceso de Compensación Volumétrica por Calidad.




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Valoración Crudos US$/Bl

Reporte Mensual

Matriz de Buques

Reporte CVC Aferentes

Reporte Diario

Estaciones

Balance Volumétrico Global

Reporte Mensual Inspectores

Chequeo Información

Remitente

Compensación Volumétrica

Calidad

Figura 3. Diagrama de actividades de la Compensación Volumétrica por Calidad 3. VALORACIÓN DE LOS PETRÓLEOS El primer paso para realizar la distribución por compañía es asignarle un precio al Petróleo de todas las corrientes que participan en el oleoducto. La actual compensación utiliza dos métodos para valorar los Petróleos:

Cortes por destilación

Regresión lineal de API y porcentaje de Azufre 3.1 Cortes por destilación Este método utiliza una destilación en el laboratorio que modela el comportamiento de cada uno de los procesos de refinación. Combinando el resultado del fraccionamiento del Petróleo con los precios en el mercado de los Estados Unidos de algunos productos refinados, se determina el valor del barril de dicho Petróleo en el mismo mercado. En la Figura 4 se muestra el esquema de refinación simple que se utiliza para caracterizar las corrientes que participan en el transporte.




39

Destila

ció

n

Planta de gas

Reformado

Desulfurado

Destilación

Vacio

Unidad de

Craking

Alquilación

Polimerización

Ligh ends

LPG

Gasolinas

Destilados

Medios

Fondos de Vacio

Fuel Oil

Figura 4. Proceso de destilación El esquema de valoración de Petróleos adoptado por OCENSA, fue desarrollado por la compañía Purvin & Gertz, analizado por Ecopetrol y aprobado por los Remitentes Iniciales de OCENSA. Los cortes que se realizan durante la destilación en el laboratorio y los análisis que se hacen a cada uno de ellos se especifican en la Tabla 4.

FRACCION RANGO DE DESTILACION

GASES

FOE

GASES LIVIANOS: METANO + PROPANO NORMAL PROPANO

ISO-BUTANO

NORMAL-BUTANO

NAFTA LIVIANA PENTANO A 160°F

PESADA 160°F A 350°F

DIESEL 350°F A 650°F

VACUUM GAS OIL (VGO) 650°F-1000°F

VACUUM BOTTOMS (VB) 1000°F +

Tabla 4. Caracterización Assay De los cortes anteriores se determinan características tales como: rendimiento volumétrico de cada una de las fracciones, API, Azufre y viscosidad de los fondos. Este conjunto de características son conocidas internacionalmente con el nombre de ASSAY. Adicionalmente se determinan características generales del Petróleo como el API, Azufre y el factor K. 3.1.1 Precios internacionales de productos




40

El precio que se asigna a cada uno de los cortes determinados anteriormente, corresponde a precios del mercado internacional, publicados en revistas especializadas, como Platt´s y Opis. Ver Tabla 5. Los precios utilizados son los del “United States Gulf Coast” (USGC) por ser este el principal mercado de los Petróleos colombianos.

PRODUCTOS INTERMEDIOS FUENTE PRECIO BASE

LPG

PLATT’S MONT BELVIEU SPOT, LOW ISOBUTANO

NORMAL BUTANO

GASOLINA NATURAL

NAFTA DOMESTICA OPIS US GULF COAST

DIESEL # 2 PLATT’S SPOT PIPELINE, LOWS

VGO BAJO CONTENIDO DE AZUFRE OPIS US GULF COAST

VGO ALTO CONTENIDO DE AZUFRE

ACEITE LIVIANO DE CICLO FO 1% AZUFRE FO 3% AZUFRE

PLATT’S SPOT WATERBORNE, LOWS

Tabla 5. Precios fuente para valoración de cortes 3.1.2 Detalle de cálculos realizados en valoración de Petróleos En ajuste más reciente al proceso de valoración de Petróleos. Los principales cambios establecidos fueron:

Ajustes en valoración de cortes diesel y fondos de vacío

Ajustes criterios de precios de productos

Control de linealidad de Constantes API y %S (ver Ajuste a constantes cuando R2 es menor a

0.80) El resumen de la valoración de cada corte se presenta en la siguiente Tabla 6.

Corte Formula de valoración Observaciones

LPG & Lighter Y(FOE+C3) * $ LPG Los rendimientos es la suma de C1, C2 y C3.

i-C4 Yi-C4 * $ Iso Butano

n-C4 Yn-C4 * $ Normal Butano

NAFTA(C5-350) YNL * $ Gasolina Natural +YNP * $ Nafta Doméstica

NL: Nafta Liviana NP: Nafta Pesada

DI(360-650) YDiesel * $ Diesel

$ Diesel: a. Calcule la ecuación de la curva %

S vs. $ Diesel (ver Nota 1) b. Defina si requiere ajuste ó no.

VGO YDiesel * $ VGO $ VGO por ecuación (ver Nota 2)

VB Vol FO * $ FO + Bono de S -Vol LCO * $ LCO

Ver ejemplo en Nota 3 a. Mezcle los VB con LCO para

obtener un FO de 50 VBN b. Defina Volumen de LCO utilizado. c. Calcule Volumen y %S de FO




41

obtenido d. Defina si es FO de 1 ó 3% e. Calcule precio de FO f. Calcule Bonificación de %S

Tabla 6. Detalle de cálculos de valoración Yi : Es el rendimiento volumétrico de cada uno de los cortes presentado en la caracterización

tipo Assay del Petróleo Nota 1: Para el cálculo de la curva de Diesel se siguen los siguientes pasos:

Se toma el dato del Diesel del mercado de 0,2%S

Se resta 1 ¢ al precio anterior por galón y se define el precio de 0,5%S

Se calcula la ecuación así:

o $Diesel = K1 + K2 * % S

La ecuación asume :

o $ Diesel para %S ≤ 0,2 = Diesel del mercado de 0,2%S o ≥ 0,2 : Utilice la ecuación

Nota 2: Para el cálculo de la curva de VGO se siguen los siguientes pasos:

Se toma el dato de VGO Lo S 0.5% S

Se toma el dato de VGO Lo S > 2% S y se asume como de 3%S

Se calcula la ecuación así:

o $Diesel = K1 + K2 * % S Nota 3: Cálculos de VB:

Se realiza una mezcla del VB con LCO para obtener un FO con 50 VBN

o Se asume que el LCO tiene un VBN de 20 y una GE de 0,9497 y un Contenido de Azufre de 0,7

o Vol LCO = YVB*(20-VBNVB))/(50-20)

Con el volumen calculado de LCO, se calcula el FO = Vol LCO + YVB

Con el volumen de Vol LCO + YVB, se calcula el contenido de Azufre del FO

Si el % S del FO es > 3, se asume que es fuel de 3% de lo contrario que es FO de 1%

Una vez definido el tipo de FO, se calcula el factor del Bono de %S, ya sea para 3% ó 1%

o Se calcula Bono 3%:




42

Vol FO *( 3- %S FO)/100

o Se calcula Bono 1%:

Si %SFO <1 = Vol FO *( 1- %S FO)*2.5/100 Si %SFO >1 = Vol FO *( 1- %S FO)*1.3/100

Se calcula el precio del FO

o $ FO 1% = Vol FO * $FO 1% o $ FO 3% = Vol FO * $FO 3%

Se calcula el Bono

o BONO ES: ($ FO 1% - $FO 3%)/2 o PARA 1% ó 3% : Factor bono * relación Bono

Se calcula el valor del LCO y se resta del precio 3.2 Regresión lineal método API y porcentaje de Azufre Este método utiliza una base de datos de las características de API y el azufre de los Petróleos junto con su precio por barril en el mercado, para generar, por medio de una regresión lineal, las constantes de aplicación. Una vez se tienen las constantes descritas se puede obtener el precio del Petróleo utilizando únicamente las características de API y azufre que tiene este Petróleo. La ecuación de precio es:

US$ = Bo + B1 * GE + B2 * %S

Donde:

Bo: Constante B1: Ajuste por Gravedad Específica B2: Ajuste por Contenido Azufre

4. CARACTERIZACIÓN DE PETRÓLEOS Se requiere para actualizar la canasta de Petróleos utilizada en el proceso de valoración. Es importante porque:

Permite una Correcta asignación de volúmenes por compañía en el sistema de transporte.




43

Valoración precisa de cada Petróleo en las corrientes.

Precisión en el establecimiento de las diferencias en calidad de los diferentes Petróleos, las cuales son representadas en un mayor/menor precio.

4.1 Criterios de caracterización La caracterización de Petróleos se evalúa mensualmente, por parte del grupo encargado de la Compensación Volumétrica por Calidad. En primera instancia se revisan las diferencias en API entre el valor del assay y el valor del mes a reportar. Si existen diferencias mayores a 2° API se realizan las siguientes acciones:

Se revisa si en meses anteriores el comportamiento ha sido similar.

Se discute con el operador ó responsable en campo de la corriente a fin de identificar las causas de las diferencias.

Se analiza la información y se determina en conjunto con el personal responsable en campo de la corriente la decisión de hacer un muestreo ó no.

Si las diferencias corresponden a pruebas u operaciones especiales puntuales, no se muestrea nuevamente pero se hace seguimiento más detallado al Petróleo. Es responsabilidad del operador informar al administrador de la CVC oportunamente los posibles cambios en las mezclas para evitar distorsiones en las mismas.

Para tomar la decisión de muestrear se tienen en cuenta principalmente las siguientes razones:

Cambios mayores de 2° API de la corriente a evaluar. Petróleos que presenten un comportamiento por fuera de los límites mínimo ó máximo.

Petróleos que, según información del operador, hayan cambiado su composición, aun cuando no se vea reflejada en un cambio en API (nuevos pozos, etc.)

Entrada de nuevos Petróleos a una corriente. Petróleos nuevos que no hayan sido muestreados y hayan sido declarados comerciales.

Las caracterizaciones son tipo Assay y son realizadas en un laboratorio especializado en análisis de Petróleo. 4.2 Actividades del programa de actualización y muestreo de Petróleos anual Anualmente se coordina con las compañías operadoras de cada uno de los sistemas aferentes a OCENSA, los Petróleos que se muestrean nuevamente para actualizar la canasta de Petróleos y tener pruebas de laboratorio representativas de las Entregas.




44

Figura 5. Gráfica de Control de API Las principales actividades que se realizan son : a) Envío de comportamiento de Gravedad API real vs. Gravedad API de Assay del año

inmediatamente anterior para cada una de las corrientes caracterizadas. Se envía en enero de cada año a las compañías operadoras de cada campo.

b) Citación a reunión para definir, basado en el comportamiento del API y/o información de los

operadores, los Petróleos a muestrear. Se identifican Petróleos nuevos, cambios en composiciones de mezclas y expectativas de entrada de nuevos campos.

c) Envio de acta de nuevo muestreo. d) Solicitud de cotización de muestreo con compañias que tengan capacidad para realizar Assay

de Petróleos, según definicion de Petróleos a muestrear. e) Aprobación de muestreo por parte de OCENSA. Desarrollo de la estrategia de contratación. f) Coordinación de muestreo con la Compañía Contratista y las compañías involucradas.

g) Recibo de resultados de la Compañía Contratista. h) Envio de nuevos resultados a compañías interesadas y actualización en la canasta de

Petróleos. 4.2.1 Responsabilidades de las Compañías Operadoras de cada campo:

Definir qué Petróleos consideran que deben muestrear.

Suministrar transporte en el área de muestreo y permisos necesarios para realizar el muestreo (Contratista).

Suministrar pimpinas para la recolección de las muestras (3 de 5 galones).

15

18

21

24

27

JUL. AGO. SEPT. OCT. NOV. DIC.




45

Indicar al representante de la Compañía Contratista el lugar de muestreo. La representatividad de la muestra es responsabilidad plena del operador del campo. El sitio de muestreo no puede tener contenido de agua superior a 0,5% vol. Si el % es superior, las muestras son tomadas y secadas por el operador y entregadas al laboratorio que corresponda en el sitio acordado.

Si una vez realizado el muestreo, se identifica que la muestra no era representativa del Petróleo y los resultados Assay no son aceptados, el costo del nuevo muestreo y análisis será por cuenta del operador del campo.

4.2.2 Responsabilidades de la Compañía Contratista:

Suministrar personal para la realización del muestreo.

El representante de la Compañía Contratista se trasladará hasta el área del muestreo, sitio en el cual se reunirá con el operador.

Recolectar y transportar las muestras hasta el laboratorio.

Realizar Assay según estándares internacionales

Entregar resultados en tiempos establecidos 4.2.3 Responsabilidades del Transportador:

Coordinar muestreo Realizar pagos a la Compañía Contratista

Velar por el cumplimiento de los estándares Velar por el cumplimiento de compromisos.

5. FILOSOFÍA DE LA COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD La compensación volumétrica por calidad distribuye por compañía cada uno de los elementos del balance mensual:

PNITotal = ETotal + IITotal - RC - Dtotal - Rtotal - IFtotal - PI

5.1 Criterios de distribución Cada uno de los ítems del balance volumétrico se distribuye por compañía de acuerdo con los siguientes criterios: PNI. Se distribuyen de acuerdo con la participación en dólares de las Entregas por

Compañía del mes actual ó mes a reportar. PI. Se distribuyen de acuerdo con la participación en dólares de las Entregas por

Compañía del mes anterior.




46

II Corresponde a la distribución del inventario final reportado en el ejercicio de

compensación anterior. RC Retiros de Combustible, Se distribuye según el porcentaje de las Entregas de los

Remitentes Iniciales al segmento. D Despachos. Cuando corresponden a una Estación ó Balance de un segmento, se

distribuyen de acuerdo con los porcentajes de Petróleo disponible por compañía, luego de descontar volúmenes remanentes.

En los Balances Volumétricos de las líneas se determina por Balance del Sistema, es

decir, se calcula con la misma ecuación.

R Retiros de Compañías. Se descuenta a la compañía que solicita el retiro del volumen

IF Inventario Final. En las Estaciones ó balances de Segmento se calcula con la ecuación anterior.

En los balances volumétricos de las líneas corresponde a la distribución según el porcentaje de participación de propiedad del Sistema.

En términos generales, cuando se presenta el balance volumétrico por compañía, se utilizan criterios de distribución para cada uno de los ítems de la ecuación y ya sean los despachos (D) ó el inventario final se calculan por balance. Sólo una variable de la ecuación se calcula por Balance, los demás ítems tienen un criterio de distribución. 5.2 Unidades de medición En el proceso de registro de volúmenes se utilizan dos (2) clases de unidades para reportar los movimientos de Petróleo en las estaciones, establecidas Internacionalmente así:

Toda la información de la compensación volumétrica se realiza en NSV.

Cuando se distribuye el Balance por Compañía (proceso de Compensación), se habla de Unidades Compensadas y Sin Compensar. El Término Compensado se refiere a aquellos Balances que se realizan siguiendo la metodología explicada en “Cálculos de compensación volumétrica por calidad” de este documento. Los volúmenes compensados se utilizan para presentar a las compañías la propiedad en cada uno de los segmentos del sistema y para efectos de programación marítima.

El término sin compensar se refiere a todos aquellos Balances realizados sin tener en cuenta la conversión de barriles Originales a barriles Equivalentes “Cálculos de compensación volumétrica por calidad”.

Los Volúmenes sin compensar se utilizan para cobro de tarifa de transporte y para recaudo de Impuesto de transporte.

Por lo tanto, la compensación se presenta en las siguientes Unidades:

o NSV Compensados: Se utiliza para Balance oficiales por Compañía. o NSV Sin Compensar: Se utiliza para recaudo de Impuesto de Transporte.




47

o GSV sin Compensar: Se utiliza para Cobro de Impuesto de Transporte.

5.3 Cálculos de compensación volumétrica por calidad Los pasos a seguir en el cálculo de distribución de volúmenes en la Compensación Volumétrica por calidad se presentan en la Figura 10.

Figura 6. Algoritmo de cálculos de CVC El cálculo de los barriles equivalentes, se puede entender fácilmente a través del siguiente ejemplo, donde se simula una mezcla para dos Petróleos A y B de propiedad de las compañías A y B, en un sistema donde no hay almacenamiento y las compañías no realizaron ningún retiro.




48

Figura 7. Ejemplo de criterios de CVC

Se puede observar cómo el Petróleo A, de menor calidad al Petróleo B, al mezclarse, recibe luego del transporte, un menor volumen, que le representa el mismo beneficio que los barriles inicialmente recibidos en Custodia.




49

ANEXO 4

LISTADO DE CAMPOS EXISTENTES 1. Contrato de Asociación Casanare entre Perenco Colombia Limited (antes Kelt Colombia S.A.),

Homcol y Hocol S.A. 2. Contrato de Asociación Estero entre Perenco Colombia Limited, (antes Kelt Colombia S.A.),

Hocol S.A. y Homcol. 3. Contrato de Asociación Garcero entre Perenco Colombia Limited (antes Kelt Colombia S.A.),

Hocol S.A. y Homcol. 4. Contrato de Asociación Upía (Petrobras Colombia Limited antes Lasmo Oil (Colombia)

Limited). 5. Contrato de Asociación Río Meta entre Petrobras Internacional S.A. – Braspetro y Hocol S.A. 6. Contrato de Asociación Cubarral (Ecopetrol S.A. antes con Chevron Petroleum Company). 7. Contrato de Asociación Corocora con Perenco Colombia Limited (antes Kelt Colombia S.A.) 8. Contrato de Asociación Orocué con Perenco Colombia Limited (antes Kelt Colombia S.A.) 9. Contrato de Concesión Trinidad – Yalea entre Perenco Colombia Limited (antes Kelt Colombia

S.A.) y el Gobierno Colombiano. 10. Todos los campos de propiedad de Ecopetrol en el área de los Llanos Orientales de Colombia

que se encontraban en producción para la fecha en que se constituyó OCENSA.




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ANEXO 5

MEDICIÓN DE CANTIDADES DE CRUDO TRANSPORTADO Y CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS

Los volúmenes de petróleo que OCENSA transporta, se determinan usando los sistemas de medición que OCENSA instaló para dicho fin o en la ausencia de dichos sistemas de medición se determinan mediante la medición del nivel de los tanques respectivos siguiendo los estándares del API y ASTM, y los procedimientos aprobados por el Ministerio de Minas y Energía. Toda medición de los tanques se debe llevar a cabo una (1) hora antes y una (1) hora después de la operación de recibo o entrega.

1. FILOSOFÍA DE MEDICIÓN La filosofía de medición de OCENSA cumple con los siguientes principios básicos:

En cada PUNTO DE ENTRADA o PUNTO DE SALIDA del Sistema OCENSA se dispone de un medidor de alta exactitud.

En las estaciones Intermedias se tendrán sistemas de medición para efectos de control operacional.

El Terminal Coveñas tiene medidores de transferencia de custodia en las líneas de recibo y retiro por tratarse del terminal de cargue de buques de exportación.

Los Inventarios de Tanques utilizados para fiscalización de crudo se realizan por medición manual con cinta (Medición Estática). El sistema de telemetría automático se utiliza sólo para efectos de control operacional.

2. SISTEMAS DE MEDICIÓN

Las mediciones de cantidad y calidad, y la toma de muestras del Petróleo entregado o retirado, serán practicadas por OCENSA o por un tercero contratado por esta, y se hará a través de los sistemas de medición instalados en los PUNTOS DE ENTRADA y en PUNTOS DE SALIDA. La liquidación de las mediciones, dinámica o estática, se realizará de acuerdo con la norma vigente del API, Capítulo 12 o 4 según corresponda.

a) MEDICIÓN ESTÁTICA Esta medición se utiliza para liquidar volúmenes en tanques de almacenamiento, se rige por lo estipulado en el API MPMS Capítulo 3.1A. La temperatura se mide de acuerdo con la norma API MPMS Capítulo 7. Todo tanque de OCENSA en operación ha sido calibrado y posee una tabla de aforo que contiene la siguiente información:

Capacidad máxima

Temperatura de aforo




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Gravedad Específica de Aforo ó Gravedad API

Altura de referencia

Delimitación de zona critica de medición

Volumen del fondo

Fecha de Calibración

Número del tanque.

Compañía de Inspección que realizó el Aforo

Firma de aprobación del Ministerio de Minas y Energía.

A los tanques se les realizan verificaciones al menos una vez cada cinco (5) años de los siguientes parámetros (Altura de Referencia, Verticalidad, y excentricidad), los tanques se calibran cada 15 años o cada vez que se les practique una reparación mecánica que afecte el volumen y sus tablas de aforo se recalculan por cambios en la temperatura, gravedad específica del producto, por variación en la altura de referencia o por variación del peso muerto del techo flotante, de acuerdo a las normas API Cap. 2 Sección 2A Apéndice A Numeral 6, 7, y 8.

b) MEDICIÓN DINÁMICA Esta medición se utiliza para certificar los volúmenes que se reciben en el PUNTO DE ENTRADA o entregan en el PUNTO DE SALIDA utilizando medidores instalados en línea. Se rige por lo estipulado en el API MPMS Capítulos 5, 6, 12 y 21. La medición oficial de la cantidad y la calidad del crudo entregado o recibido en el sistema de transporte de OCENSA se realizará a través de los sistemas de medición dinámica instalados en los PUNTOS DE ENTRADA y SALIDA. Cada sistema de medición dinámica de transferencia en custodia deberá incluir:

Unidad de calibración (Prover) instalada y calibrada según lo especificado en el “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS, capítulo 4 "Proving Systems".

Medidores para transferencia en custodia aprobados por normas internacionales, entre ellas API MPMS. Los factores se determinarán mediante calibración hecha con base en el “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS, y teniendo en cuenta la corrección por temperatura y presión.

Un dispositivo para toma continua de muestras, según lo especificado en el “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS capítulo 8 "Sampling". OCENSA definirá para cada PUNTO DE SALIDA los ensayos a realizar con base en las muestras tomadas, aplicando los siguientes métodos según corresponda:

ANALISIS NORMA ASTM

Gravedad API D-1298

Contenido de agua D-4377

Contenido de Agua por Destilación D-4006

Contenido de Sal D-3230




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Sedimento D-473

Contenido de azufre D-4294

Viscosidad Cinemática D-445

También podrá estar disponible un equipo de medición de BSW por medio del método de centrífuga, siguiendo para tal caso el método de prueba ASTM D-4007.

Un densitómetro para la medición permanente de densidad. En eventos de daño del densitómetro, o cuando sea necesario para validar o calibrar las medidas del mismo, la densidad de las muestras se determinará con la gravedad API de laboratorio.

Un sistema electrónico para medición de flujo que se ajuste a los requisitos de API MPMS, Capítulo 21.2.

El factor de corrección volumétrica que deberá aplicarse será el que aparece en el “Manual of Petroleum Measurement Standards" API MPMS capítulo 11.1.

c) MEDICIONES MANUALES Si las mediciones y muestreos por métodos manuales son necesarias, deberán ser adoptadas de conformidad con los métodos más recientes publicados por el ASTM, incluyendo:

Temperatura API MPMS Capítulo 7

Muestreo API MPMS Capítulo 8

Medición en tanques API MPMS Capítulo 3.1A. d) CORRECCIONES En relación con las correcciones por temperatura que serán usadas para determinar los volúmenes en barriles a 60°F, se utilizan las tablas tituladas “Tablas de medición de crudo factores de corrección de volumen” Capítulo 11.1, en su última edición; Tablas 5A y 6A para crudo y Tablas 5B y 6B para fuel oil. Para la corrección por presión usar lo estipulado en el API MPMS Capítulo 11.2.1. e) VALIDACIÓN DE LA MEDICIÓN (TIQUETES OFICIALES DE TRANSFERENCIAS EN

CUSTODIA) Los tiquetes de la medición de volúmenes recibidos y entregados en OCENSA como Transferencias en Custodia en las Estaciones, serán los tiquetes emitidos por el computador de flujo de los correspondientes medidores. La Compañía de Inspección Independiente deberá realizar una verificación del tiquete de medición y dejar un soporte impreso del mismo, sin embargo, si la diferencia entre la verificación manual y la información emitida por el Computador de flujo no presenta diferencias significativas se entenderá como oficial el tiquete. El tiquete no presentará enmendaduras y sólo tendrá la firma del Inspector que verificó la liquidación y la firma del Operador de turno.




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Cuando se detecte un error en el tiquete del computador de flujo en lo referente a temperatura, presión, conteo de barriles de un medidor específico, entre otros, se tomará como cifra oficial la de la verificación manual. La reliquidación de volúmenes deberá estar soportada por un acta donde se identifique la causa exacta de la falla y deberá ir firmada por el Inspector y un Representante autorizado de la estación que estaba en el momento en que se presentó la falla. La liquidación manual del tiquete se realizará según las normas del API MPMS vigentes. 3. CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Y ESTÁNDARES APLICABLES 2.1 CALIBRACIÓN DE EQUIPOS OCENSA se asegurará que las calibraciones de los sistemas de medición cumplan con una repetibilidad del 0,02%. La calibración de los sistemas de medición se realizará cuando las circunstancias operativas así lo exijan a juicio de OCENSA pero no con una frecuencia menor a una vez quincenalmente. El factor de calibración de los medidores será efectivo a partir de la fecha de la última calibración, excepto en caso de error manifiesto. Antes de la calibración rutinaria de los medidores, OCENSA notificará a los REMITENTES que corresponda con la suficiente anticipación las fechas en las cuales se realizará la calibración mencionada con el fin de que sus representantes autorizados puedan presenciar tal calibración si lo consideran necesario. En cualquier momento antes de comenzar cualquier entrega o retiro, y en intervalos con una frecuencia no mayor a dos (2) veces al mes, el REMITENTE podrá inspeccionar por medio de un inspector independiente, que sea aceptable para OCENSA, la exactitud de los resultados de las mediciones y los muestreos realizados para determinar la calidad y cantidad del petróleo. El costo de dicha inspección será por cuenta del REMITENTE. Los probadores de los sistemas de medición dinámica se deberán calibrar de acuerdo con el API MPMS Capítulo 4, en su última edición; dicha calibración será realizada por una Compañía Especializada que disponga del equipo requerido, la trazabilidad, experiencia y el personal debidamente entrenado. Adicionalmente OCENSA cuenta con un plan de mantenimiento y calibración para toda la infraestructura de los sistemas de medición de transferencia en custodia, el cual garantiza la confiabilidad, trazabilidad, aseguramiento metrológico y el óptimo desempeño de los equipos. a) CORRIDAS DE CALIBRACIÓN Los medidores deben calibrarse periódicamente para verificar su funcionamiento y detectar a tiempo cualquier problema que se pueda presentar ya que si el factor de calibración se sale de los rangos de control es un indicio de que existe algún problema en el sistema. La calibración de los medidores se realiza con base en el API MPMS Capítulo 12.1 El parámetro de máxima diferencia permitida en temperatura, entre el promedio de los transmisores de temperatura del probador vs la temperatura del transmisor del medidor, al superar este valor automáticamente todas las corridas de calibración son abortadas por los computadores de flujo. b) ACEPTACIÓN DE CORRIDAS DE CALIBRACIÓN




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Para la aceptación de una corrida de calibración se debe contar con el volumen certificado del probador (actualizado) y verificar que el volumen del probador utilizado en los cálculos del factor coincide con el último certificado. Cuando se realicen corridas de calibración de medidores, según cronograma de calibración establecido, previa a la aceptación del factor, se debe verificar los límites de control establecidos, si se encuentra por fuera del límite (+/- 2σ) no deberá aceptarse y se reportará en el acta de la calibración como no aceptado con explicación. Los inspectores deberán disponer de cada una de las cartas de control, validadas por un representante autorizado de OCENSA, para cada tipo de crudo que maneje el medidor específico y deberán verificar en cada liquidación de tiquetes que se utilice el factor del medidor vigente. Si esto no se cumpliere, deberán notificar de inmediato y hacer acta de re liquidación de volúmenes por error en factor de medidor. c) PROCEDIMIENTO PARA VERIFICAR CORRIDAS DE CALIBRACIÓN Cada vez que se realicen corridas de calibración a los diferentes tipos de medidores utilizados en OCENSA se debe hacer el siguiente procedimiento para verificar los diferentes factores obtenidos. Se verifica la desviación máxima permitida con el promedio de pulsos obtenidos de la siguiente manera, el promedio de pulsos de vuelta completa se multiplica por 2.5 y se divide entre 10.000 y se verifica que cada corrida en particular no exceda el valor de la desviación máxima permitida. Se determina la temperatura promedio del probador y el medidor durante el proceso de calibración. Los reportes de calibración tienen la temperatura promedio del probador y medidor. Se determina la presión promedio del probador y el medidor durante el proceso de calibración. En los reportes de calibración viene la presión promedio del probador y medidor. Cada probador tiene un volumen certificado de calibración dado por el fabricante. El probador se calibra mínimo cada cinco (5) años. El volumen del probador se corrige de la siguiente manera: VCP = CCFP x Volumen a 60° F2

CCFP = CTLP*CPLP*CPSP*CTSP Donde, VCP: Volumen Corregido del Probador CCFP: Factor Combinado de Corrección del Probador

CTLP: Factor de corrección por efecto de la temperatura en el producto en el probador CPLP: Factor de corrección por efecto de presión sobre él liquido en el probador. CPSP: Cálculo del factor por efecto de la presión en el acero del probador. CTSP: Cálculo del factor por efecto de la temperatura en el acero del probador.

2 Este volumen es el volumen certificado del Probador a condiciones estándar.




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La densidad que se utiliza para realizar los diferentes cálculos en una corrida de calibración es la reportada por los densitómetros en línea ubicados en el patín de medición de cada estación. Cuando un densitómetro esta fuera de línea y se estén realizando corridas de calibración, se toma una muestra durante el tiempo que se esté realizando la corrida y se determina la gravedad API en el laboratorio y esta densidad será la utilizada para realizar los cálculos por el computador de flujo de la corrida de calibración. Factor de corrección por efecto de la temperatura en el producto (CTLP) Este factor sirve para corregir el volumen por el efecto de expansión por temperatura del líquido dentro del probador (CTLP) Para su cálculo se usa la tabla 6A de la norma API. Este factor se determina en función de la gravedad API a 60°F del producto y la temperatura promedio obtenido en el probador. O se puede utilizar la siguiente fórmula: F = 341,0957/ (SG a 60 °F * 999,012) Donde SG es la gravedad especifica CTLP = Exp. (-F(T- 60)*(1 + 0,8F(T-60))) Donde T es la temperatura promedio del probador Factor de corrección por efecto de presión sobre el líquido en el probador (CPLP) Se determina en la tabla de factores F (Factor de compresibilidad) para corrección de volumen de producto por presión sobre la atmosférica según el capitulo 11.2.1 del API MPMS. El factor de compresibilidad se puede determinar también por la siguiente fórmula: F= (Exp (-1,9947 + 0,00013427*T + 0,79392/ GS^2 + 0,002326*T/ GS^2)) El factor F está en función de la gravedad API a 60°F y temperatura del probador CPLP = 1 + ((F)* (Pp – Pe)) Pp = Presión promedio del probador

Pe = Para productos con presión de vapor menor a 14,7 PSIA se considera cero (0) por lo tanto

CPLP = 1 + (F) * (Pp) El factor de CPLP debe ser redondeado a cuatro (4) decimales Cálculo del factor por efecto de la presión en el acero del probador (CPSP) Este factor ajusta el volumen del probador por efecto de la presión interna en el acero dulce (Mild Steel).




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Se determina utilizando la tabla de las normas API (API 2531 Tabla II) actualizada con la tabla A-3 “Manual of Petroleum Measurement Standards” Capitulo 12 sección 2. En aquellos casos de no encontrar el factor CPSP en la tabla, el factor puede calcularse aplicando la fórmula: CPSP = 1 + (Pp * D ) / (E * T ) En donde: Pp = Presión promedio del probador D = Diámetro Nominal Interno del probador E = Módulo de elasticidad del acero T = Espesor de pared del tubo del probador (pulgadas) El módulo de elasticidad del acero es E = 30 Exp 6 El factor de CPSP debe redondearse a cuatro (4) decimales. Cálculo del factor por efecto de la temperatura en el acero del probador (CTSP) Este factor sirve para corregir el volumen por efecto de la Expansión térmica del acero del probador, para su cálculo se aplica la siguiente formula. CTSP = 1 + (Tp - 60) * G Tp = Temperatura promedio del probador en grados °F

G = Coeficiente de expansión cúbica por °F del material del cual está hecho el probador Para acero dulce G = 0,0000186 Para acero inoxidable (stainless) = 0,0000290 El factor de CTSP debe redondearse a cuatro (4) decimales. Cálculo del factor de corrección combinado para el probador (CCFP) Para el cálculo de este factor combinado se multiplica cada uno de los factores de corrección para el probador y se redondea a cuatro (4) decimales CCFP = CTSP * CPSP * CPLP * CTLP Cálculo del volumen corregido del probador (VCP) Es el volumen a 60°F multiplicado por el factor de corrección combinado para el probador CCFP. VCP = Volumen a 60 °F * CCFP Se calcula el volumen corregido del Medidor Se debe conocer el factor K del medidor (pulsos / barriles).




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Cálculo del volumen medido. Consiste en determinar el volumen bruto medido por el medidor y se obtiene de dividir promedio de pulsos entre los pulsos por barril. Volumen Bruto = Promedio de Pulsos / (K) Pulsos por barril. Cálculo del factor de corrección por efecto de la temperatura en el producto (CTLM) Este factor sirve para corregir el volumen por el efecto de la expansión térmica del producto en el medidor. Para su cálculo se utiliza la tabla 6A, este factor se determina en función de la gravedad API a 60 °F y la temperatura promedio (TM) obtenida en el medidor. Este factor también se puede determinar utilizando la siguiente fórmula: F = 341,0957/ (SG a 60 °F * 999,012) Donde SG es la gravedad especifica CTL = Exp. (-F(T- 60)*(1 + 0,8F(T-60))) Donde T es la temperatura promedio del medidor Factor de corrección por efecto de presión sobre el líquido en el medidor (CPLM) Se busca en la tabla de factores F (factor de compresibilidad) para corrección de volúmenes por presión sobre la atmósfera, según el API MPMS Capitulo 11.2 Este factor se determina en función de la gravedad API a 60°F y la temperatura promedio del medidor también se puede determinar utilizando la siguiente fórmula: F = (Exp (-1,9947 + 0,00013427*T + 0,79392/ R^2 + 0,002326*T/ R^2)) Cálculo del factor combinado del medidor (CCFM) Este factor se obtiene de multiplicar el factor de corrección de temperatura y el factor de corrección de presión, se redondea a cuatro (4) decimales. CCFM = CTLM * CPLM Cálculo Del Volumen Corregido Del Medidor VCM Resulta de multiplicar el volumen bruto por el factor combinado del medidor VCM = Volumen bruto * CPLM Cálculo del factor de calibración del medidor Se obtiene dividiendo el volumen corregido del probador entre el volumen corregido del medidor. FM = VCP / VCM El factor del medidor se debe redondear a cuatro (4) decimales.




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Comprobación El nuevo factor calculado del medidor (FM), se ubica dentro de los límites de control especificados de cada medidor para poder ser aceptado. Si el factor del medidor se encuentra por fuera de los límites de control, se debe seguir los pasos recomendados. Una vez se realiza una corrida de calibración y teniendo en cuenta con que computadores de flujo se está trabajando, el factor se puede aceptar inmediatamente siempre y cuando el factor este dentro de repetibilidad y linealidad, y que se encuentre dentro de los límites de control establecidos en la carta de control. Se tiene un factor de medición por cada medidor y por cada tipo de crudo que se esté midiendo por él. d) EVALUACIÓN DE CALIBRACIONES POR EL MÉTODO ESTADÍSTICO Consiste en aplicar el método estándar para la medición de hidrocarburos con diferentes medidores, según indica el API MPMS, Capítulo 13. A pesar que en un sistema de medición las variables no permanecen constantes tales como, temperatura, presión, viscosidad, densidad, ratas de flujo, etc. Todos los cambios ocurridos se reflejan en el factor del medidor cuyos valores se localizan entre los límites de control. Las gráficas no indican donde está el problema; solo muestran si el proceso de calibración está en control o fuera de él. Límites de control estadístico de sistemas de medición Los límites de control de un sistema de medición se generan cada vez que el medidor sea nuevo o se le realiza una reparación mecánica a los medidores. Se realizan veinticinco (25) corridas mínimo al medidor, a diferentes ratas de flujo con el fin de verificar su linealidad y se establece cuál es el límite de alarma, límite de acción, límite de Tolerancia superior e inferior máximo permitido, siguiendo el procedimiento que a continuación se presenta: A las veinticinco (25) corridas realizadas se le determina el promedio, denominado en éste documento como X. Con la sumatoria de la diferencia al cuadrado entre X y cada uno de los 25 factores obtenidos, se determina la desviación estándar. Con el promedio X y la desviación estándar se determinan los límites con las siguientes ecuaciones:

Nivel de Control Nivel de Confianza Ecuación

Límite de Alarma 90 a 95 % X +/- 1.9 Desviación

Límite de Acción 95 a 99 % X +/- 2.0 Desviación

Límite de Tolerancia Mayores a 99% X +/- 3.0 Desviación

Todos los nuevos factores que se encuentren entre la línea base (Media o promedio) y (+ o -) 1.9 desviaciones estándar, serán aceptados siempre y cuando los parámetros operacionales estén dentro de las condiciones normales y cumplan con la repetibilidad exigida, es decir un valor de 0.05% (tal como lo establece el API, Capítulo 4, sección 8 – 4.8.3.6.)




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Si los factores del medidor son desviados más allá de los límites de control, es normal asumir que el sistema de medición está expuesto a cambios no aleatorios. Los nuevos factores que se encuentren entre la franja de la media (+ o -) 1.9 desviaciones estándar y la media (+ o - 2) desviaciones estándar, o sea en el área de alarma, son objeto de sospecha y orientan a desarrollar las siguientes actividades:

Evaluar la estabilidad de las condiciones de operación. o Chequeo de pase en válvulas. o Chequeo de cálculos. o Chequeo de Transmisor de Temperatura y presión del probador.

Los nuevos factores que se encuentren entre la franja de la media ±2.0 desviaciones estándar y la media ± 3.0 desviaciones estándar, o sea en las áreas de Acción, no son aceptados y orientan a desarrollar las siguientes actividades:

Recalibrar la instrumentación.

Inspeccionar, ajustar, limpiar y reparar los equipos mecánicos.

Hacer corrección de tiquete o de tiquetes.

Los nuevos factores que se encuentren entre la franja de la media ±3.0 desviaciones estándar y ± mayores a éste valor, o sea en las áreas de Tolerancia, no son aceptados y orientan a desarrollar las siguientes actividades:

Realizar una auditoría entre las compañías involucradas o revisar todos los equipos y procedimientos de cálculo.

Revisar suficientemente las facilidades de transferencia de custodia para potenciales cambios de equipos.

Realizar análisis de laboratorio de los fluidos medidos o verificar las características usadas para propósitos de cálculos y para control de las condiciones de operación.

Si las condiciones operacionales lo permiten se realizan corridas de verificación a los medidores por semana, las cuales sirven para comprobar que el medidor está bajo control. También se realizan dos (2) corridas oficiales mensuales, señalando que tipo de corrida es, se aclara que estas corridas no hacen parte de la carta de control original, tan solo se verifica que los factores estén dentro del rango de aceptación o no para tomar las acciones del caso. Las actas de calibración oficiales se envían a las oficinas centrales de OCENSA, donde el personal encargado las revisará periódicamente para verificar que los factores se encuentran dentro de los rangos de aceptación, de lo contrario se toman las acciones arriba señaladas. La máxima desviación permitida para la aceptación de factores será la establecida por el fabricante, así por ejemplo un medidor de turbina típico presenta una desviación de 0,15% y un medidor de desplazamiento positivo de 0,25 %, lo anterior significa que no pueden ser aceptadas las cartas de control que presenten desviaciones estándar mayores a 0.0008 y 0.0013 respectivamente. Sin embargo, la tecnología ha evolucionado y pueden encontrarse medidores con desviaciones máximas permitidas inferiores a 0.15%, como por ejemplo de 0.10% Los límites de las cartas de control no son cambiados cuando se realizan corridas de calibración oficiales o de verificación, estos límites permanecen constantes. El requerimiento de elaboración de nuevas cartas de control se da cuando el medidor ha sido sometido a una reparación de alguna parte mecánica ó se ha reemplazado alguna de sus partes internas.




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Se debe conservar todas las corridas que dan origen a la población de Factores de medición con los cuales se elabora la carta de control. 4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

NOMBRE DEL DOCUMENTO CODIGO

MPMS-API. Capitulo 1 Vocabulario

MPMS-API. Capitulo 3 Medición de Estática

MPMS-API. Capitulo 3.1A Medición manual de petróleo y productos del petróleo

MPMS-API. Capitulo 3.1B Normas prácticas para medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios por medición automática del tanque.

MPMS-API. Capitulo 3.2 Medición de tanques – medición de petróleo y productos en carro-tanques

MPMS-API. Capitulo 3.3 Nivel de medición de hidrocarburos líquidos en tanques presurizados de almacenaje estacionario por medición automática del tanque

MPMS-API. Capítulo 4. Sistema de Probadores

MPMS-API. Capítulo 4.1 Introducción

MPMS-API. Capítulo 4.2. Probadores de tubería

MPMS-API. Capitulo 4.3. Probadores de volúmenes pequeños.

MPMS-API. Capitulo 4.8 Operación de los sistemas de Probadores

MPMS-API. Capitulo 4.9.2 Calibración de probadores por el método de calibración de Waterdraw Operación de los sistemas de Probadores

MPMS-API. Capitulo 5. Medición Dinámica

MPMS-API. Capitulo 5.2 Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de Desplazamiento Positivo

MPMS-API. Capitulo 5.3 Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de Turbina

MPMS-API. Capitulo 5.6 Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de Coriolis

MPMS-API. Capitulo 6.1 Medición de hidrocarburos líquidos por Unidades LACT

MPMS-API. Capitulo 7 Determinación de Temperatura

MPMS-API. Capitulo 8. Muestreo

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 1. Muestreo Manual

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 2. Muestreo Automático

MPMS-API. Capitulo 8 Sección 3. Mezcla y manejo de muestras líquidas

MPMS-API. Capitulo 9 Determinación de Densidad

MPMS-API. Capitulo 10 Determinación de Agua y Sedimentos




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MPMS-API. Capitulo 11 Factores de corrección volumétrica

MPMS-API. Capítulo 12 Calculo de cantidades del petróleo

MPMS-API. Capítulo 12.1 Cálculo de cantidades por medición estática. Parte 1

MPMS-API. Capítulo 12.2 Cálculo de cantidades por medición dinámica

MPMS-API. Capítulo 13 Control estadístico de medición

MPMS-API. Capítulo 15 Sistema Internacional de Unidades

MPMS-API. Capítulo 17 Medición Marina

MPMS-API. Capítulo 21 Sistemas de medición de flujo electrónicos

Además de las normas citadas anteriormente se deberán tener en cuenta otras normas que apliquen según el caso.




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ANEXO 6

ATENCIÓN A RECLAMACIONES

Al momento de recibir una reclamación, OCENSA procede a atenderla e inicia una investigación. El propósito de la investigación es determinar las causas que motivaron la reclamación y cubre todas las áreas involucradas en el desarrollo de la operación de transporte durante el periodo analizado. A continuación se describen los pasos correspondientes a la atención de una reclamación para las situaciones que pueden presentarse en el sistema: A. IDENTIFICACIÓN DE CRUDO FUERA DE ESPECIFICACIONES EN RETIROS HACIA

OTROS SISTEMAS, REFINERIAS Y/O HACIA EXPORTACIÓN

Las acciones a seguir cuando se establezca la existencia dentro del sistema de un volumen fuera de especificaciones y cuya entrega está comprometida en almacenamiento, se está realizando, o ya finalizó, bien sea a un sistema diferente en un PUNTO DE SALIDA o hacia un buque de exportación serán las siguientes: a) Se verifica que la muestra y el análisis propios de la transferencia de custodia se llevaron a

cabo correctamente. Si no lo fueron, se realiza un nuevo proceso sobre muestras retenidas o producto existente según sea el caso.

b) El Área encargada de Calidad notifica a las áreas involucradas de la organización los detalles del crudo fuera de especificaciones. De acuerdo a esto se define un plan de acción teniendo en cuenta el impacto que causa la situación presentada.

c) Se inicia una investigación oficial de los hechos con el objeto de determinar las causas y razones de la desviación en la calidad.

d) El análisis debidamente documentado debe tener la debida divulgación y se establecen las

correspondientes acciones correctivas. B. RECLAMACIÓN OFICIAL POR CALIDAD DE UN BUQUE DE EXPORTACIÓN

En el evento de presentarse una reclamación por calidad en la carga de un buque de exportación, se tendrán en cuenta los siguientes pasos a seguir,

a) La reclamación del REMITENTE se debe presentar por escrito a los treinta (30) días

siguientes a la exportación según el procedimiento que OCENSA ha definido para tal fin.

b) Quien realiza la reclamación debe adjuntar la información completa relativa a los valores en discusión, debidamente soportada con documentos oficiales del embarque efectuado.

c) Una vez se recibe información del REMITENTE, OCENSA procede a verificar y revisar la documentación respectiva para determinar donde se originó la diferencia causada motivo de la reclamación.

d) Si la diferencia motivo de la reclamación fue causada por el Terminal Coveñas OCENSA, se deberá reconocer al REMITENTE el volumen que se le haya dejado de entregar con base en el análisis realizado anteriormente y cumpliendo con el procedimiento que OCENSA tiene para tal fin.




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Una condición de crudo fuera de especificaciones también puede ser propiciada por crudo que se está recibiendo por parte de un REMITENTE en un PUNTO DE ENTRADA, al no cumplir con las especificaciones mínimas de calidad establecidas por OCENSA. A continuación se presentan las acciones que OCENSA ha definido para el manejo de dicha situación: A. IDENTIFICACIÓN O RECIBO DE CRUDO FUERA DE ESPECIFICACIONES AL INTERIOR

DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

El monitoreo de calidad definido por OCENSA permite establecer cuando un producto que se está transportando, recibiendo por transferencia de custodia o almacenando en el sistema, está fuera de especificaciones, es decir que no cumple con los requisitos de calidad mínima establecida por OCENSA. Las acciones que se toman al momento de identificar una desviación de la calidad son: a) Verificar que los procesos de muestreo y análisis fueron realizados correctamente. En

caso contrario, se realiza nuevamente el muestreo y/o análisis según el producto existente o sobre muestras testigo.

b) El Área encargada de Calidad notifica a las áreas involucradas de la organización los

detalles del crudo fuera de especificaciones. De acuerdo a esto se define un plan de acción y si es necesario se informa al REMITENTE del producto para que participe en las acciones de dicho plan.

c) Se monitorea la calidad de la corriente que está fuera de especificaciones, si persiste la desviación OCENSA podrá suspender el recibo de la corriente en cuestión hasta tanto no se tenga un plan de acción establecido y el crudo esté nuevamente dentro de las especificaciones de calidad requeridas.

d) Si el tanque de almacenamiento que recibió el producto fuera de especificaciones también se encuentra fuera de especificaciones, debe incluirse entre el plan de acción diseñado para mitigar la contaminación.

e) Los costos en que incurra OCENSA para conseguir que el crudo entre en especificaciones serán cargados al propietario del crudo, así como los costos que estén relacionados con el retiro de dicho crudo del sistema en el evento que OCENSA lo considere necesario.

f) En el caso de retirar el crudo del sistema OCENSA, dicho retiro se hará a riesgo, costo único y a expensas propias del REMITENTE. OCENSA tendrá derecho de vender, como agente del propietario del crudo, el petróleo retirado de cualquier manera comercialmente razonable. OCENSA pagará del producto de tal venta todos los Costos de Manejo en los que ha incurrido y los daños resultantes al Petróleo de los otros REMITENTES. El saldo de tal monto, si lo hubiese, será pagado por OCENSA al dueño del crudo.

B. OPCIONES OPERACIONALES PARA MITIGAR EL IMPACTO EN CALIDAD

Los planes de mitigación se desarrollan según las circunstancias específicas de cada caso. Sin embargo, las principales acciones de mitigación del impacto de un producto fuera de especificaciones son:




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a) Diluir. Para diluir existen dos (2) opciones:

Diluir con el mismo tipo de crudo. Calcular el volumen necesario para llevar la especificación fuera de rango al margen permitido.

Diluir con otro crudo. Calcular el volumen necesario para llevar a especificaciones el crudo fuera de calidad.

b) Degradar. Convertir todo el volumen de crudo fuera de especificaciones a un tipo de crudo

de menor calidad.

c) Acuerdo de entrega fuera de especificaciones. Llegar a un acuerdo para poder entregar el crudo en las condiciones de calidad presentes.




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ANEXO 7

ESTRUCTURA DEL ÁREA ENCARGADA DE LA OPERACIÓN DE TRANSPORTE.

AREA DE TRANSPORTE

Coordinación SCADA / Controles / Centro de Control

Coordinación Cantidad y Calidad

Programación

Contabilidad de Crudos

Control Calidad / Cantidad

Auditoria de Medición

SCADA

Controles

Centro de Control




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ANEXO 8

ATENCIÓN A SOLICITUDES

1. CONEXIÓN DE TERCEROS:

a) El solicitante presentará a OCENSA su solicitud de acuerdo con las consideraciones indicadas

en el Artículo Décimo del presente manual y mínimo con los siguientes documentos:

Documento donde presenta de manera oficial la intención de conexión al sistema, describiendo

quienes son los interesados en realizarla, el punto de conexión proyectado, la motivación para

realizar la conexión y los beneficios que se buscan conseguir con la misma.

Informe técnico donde se presenta la justificación de la conexión describiendo,

o Análisis de ingeniería según condiciones operativas del punto de conexión propuesto

incluyendo el impacto a la capacidad del sistema

o El tiempo proyectado para realizar la conexión

o Presupuesto proyectado para los trabajos de conexión

o Análisis de riesgo para el proyecto de conexión

o Forma de tramitación de licencias y permisos exigidos por las autoridades

b) Reglas Básicas operativas en materia de conexiones requeridas por OCENSA:

Construcción de sistema de recibo (trampa, válvulas de shutdown y controles de seguridad para protección de la línea de entrada, ESD – Emergency Shut Down).

OCENSA para recibir los volúmenes exigirá la construcción, o construirá por cuenta del solicitante, un sistema de medición y demás componentes del esquema contemplado en el capítulo 6 del documento General Terms and Conditions, dándole cumplimiento a las normas incluidas en el MPMS versión 2007 que habla de las características de montaje de dichos equipos para cumplir con la normatividad API y ASTM.

En términos de controles y comunicaciones, OCENSA opera bajo una filosofía de operación SCADA y con esquema de protecciones que garantizan el cumplimiento del DOT. Esto quiere decir que todo el esquema que se monte en la conexión debe tener:

o Supervisión de SCADA ( API 1113/1115) o Esquema de contra-incendio (NFPA) o Esquema de notificación de alarmas y protecciones del rating de la tubería instalada

dentro de las instalaciones de OCENSA.

En todo caso se le debe dar cumplimiento a la normatividad aplicable a instalaciones petroleras, en especial, los códigos eléctricos de áreas clasificadas.

Las conexiones que se proyecten realizar en el sistema OCENSA serán hechas a instalaciones ya existentes, que cuenten con atención las 24 hrs del día por parte de personal asignado.

Deberá ponerse en funcionamiento cualquier otra condición propia de la instalación a conectar que sea definida a partir del análisis de ingeniería y de los ejercicios HAZOP realizados, previamente a cualquier intervención en las instalaciones de OCENSA.




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c) Respuesta a la solicitud de conexión:

Después de recibir la documentación requerida, OCENSA llevará a cabo el estudio de la solicitud correspondiente.

OCENSA solicitará la información adicional que considere pertinente para el estudio de la solicitud de conexión.

Según el tiempo establecido por la regulación vigente, OCENSA entregará una respuesta a la solicitud de conexión presentada. En caso de ser una respuesta negativa, OCENSA presentará una justificación a esa respuesta.




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ANEXO 9

OCENSA COVEÑAS TERMINAL OFF-TAKE PROCEDURES

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MANUAL PARA EL TRANSPORTE DE PETRÓLEO A TRAVÉS DEL … · 2016-06-28 · del oleoducto central oleoducto central s.a. manual para el transporte de petrÓleo a travÉs 1 manual para