Medicion de Hidrocarburos Liquidos_team

8/15/2019 Medicion de Hidrocarburos Liquidos_team

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MEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIÓÓÓÓÓÓÓÓN DEN DEN DEN DEN DEN DEN DEN DE

HIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROS


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Actualizar, concientizar y motivar a los profesionales

participantes sobre la importancia de mejorar la confiabilidadde los Sistemas de Medición.

MEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIMEDICIÓÓÓÓÓÓÓÓN DEN DEN DEN DEN DEN DEN DEN DEHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROSHIDROCARBUROS

Mejorar las competencias del talento humano

responsable de la medición de cantidad y calidad para

transferencia de custodia.

Objetivos:


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Objetivos:

Presentar las mejores prácticas y los diferentes sistemas

de medición de cantidad y calidad empleados por la industria

nacional e internacional.

Plantear el control de pérdidas y las auditorías de medición

como herramientas que facilitan el diagnóstico, seguimiento,monitoreo y control a los sistemas de medición de cantidad y

calidad para transferencia de custodia.



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Contenido:

MMÓÓDULO 1:DULO 1: Conceptos Básicos. Estándares Nacionales e Internacionales.

MMÓÓDULO 2:DULO 2:

Medición Estática. MMÓÓDULO 3:DULO 3:

Medición Dinámica. MMÓÓDULO 4:DULO 4:

Balances y Conciliaciones.Control de Pérdidas y Auditorías de Medición.



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Alcance:

UNIFICAR LOS CRITERIOS DEL PERSONAL RESPONSABLE DEL

SEGUIMIENTO, MONITOREO Y CONTROL DE LA MEDICIÓN DE

HIDROCARBUROS. Y DOTARLOS CON LAS HERRAMIENTAS

ACADÉMICAS NECESARIAS PARA SOPORTAR INTEGRALMENTE

LAS DECISIONES QUE IMPACTAN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN

DE CANTIDAD Y CALIDAD PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

E INVITARLOS A GESTIONAR Y ASEGURAR LA CONFIABILIDADEN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE SUS ORGANIZACIONES.



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Vocabulario:

Conciliación: Acuerdo de cantidad de un producto en unidades volumétricas o masicas,entre dos partes de la cadena de suministros donde se espera que la cantidad entregadapor una parte sea la cantidad recibida por la otra.

Cadena de Suministro: Serie de procesos de extracción, producción, refinación ytransporte entrelazados entre si, que tiene como objeto que un producto llegue a sucliente final, agregándole valor en cada enlace de la cadena

Balance en línea: Operación que se realiza para determinar y controlar; las entradas,salidas y pérdidas identificables de un producto en una determinada línea de transportede la cadena de suministros. Se determina por:

Pérdidas / ganancias = Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables

Balance en planta: Operación que se realiza para determinar y controlar; las entradas,salidas, cambios de inventario, consumo, pérdidas, etc. de un producto, en unadeterminada planta de almacenamiento de productos de la cadena de suministros. Sedetermina por :

Pérdidas / ganancias = Inv. Inicial +Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables- Inv. final

CONCEPTOS BASICOSCONCEPTOS BASICOS


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Volumen específico: Volumen ocupado por unidad de masa de unasustancia. Su recíproco es la densidad

Medidor de desplazamiento positivo: Aparato que mide la cantidad

de gas que pasa a través de él, midiendo un volumen determinado por

cada revolución de sus partes mecánicas

Medidor de tubo deslizante: Tubo que puede deslizarse a través de

una unión especial para medir la cantidad de líquido en un tanque bajo

presión. Esencialmente es un tubo hueco abierto en el extremo que

queda en el interior del tanque y cerrado por una válvula de venteo en

el otro extremo.

Vocabulario:



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Metano (CH4): Hidrocarburo gaseoso, principal componente del gas

natural.

Mezcla pobre: Mezcla de gas y aire que contiene más aire que elrequerido o deseado. No necesariamente se refiere o una mezcla de

combustible considerada correcta.

Presión de vapor: Presión que ejerce el vapor sobre el líquido en unrecipiente cerrado, La presión de vapor del depende de la temperatura

del líquido y de su composición.

Vocabulario:



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Regulador: Aparato destinado a reducir de manera controlada lapresión de un fluido.

Regulador de alta presión: Aparato que recibe GLP en estado de

vapor a altas presiones y lo entrega a una presión constante superior a14" de agua o 1/2 psi.

Resistente a la corrosión: Término relativo aplicado a los materialesque tienen mayor resistencia a la corrosión que otros.

Tara: Peso del tanque o cilindro vacío

Tolerancia para corrosión: Espesor del metal adicional que debeagregarse al espesor de pared calculado de un recipiente a presión con

el fin de compensar las pérdidas de metal ocasionadas por la corrosión,

Vocabulario:



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¿ QUÉ ES MEDIR... ?:

MEDIR: Es comparar una magnitud con otra llamada patrón con el finde establecer su exactitud o diferencia.

La comparación se puede hacer en masa o en volumen. El cálculohabitual para la cuantificación del petróleo y sus derivados se efectúaen VOLUMEN.

Dado que el volumen depende de varios factores físicos como son latemperatura, la presión, la naturaleza del fluido medido, del materialque la contiene, es necesario corregir o tener en cuenta todos y cadauno de los factores para obtener una buena medición.



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MEDIR INTERNACIONALMENTE ES:

Establecer condiciones bases para la medición del petróleo y susderivados ya que como se mencionó anteriormente el volumendepende de variables físicas. La temperatura tomada como base es 60°F y la presión es 0 PSIG.

Estos valores son denominados condiciones de referencia ócondiciones bases ó CONDICIONES ESTÁNDAR.

¿BAJO QUÉ CONDICIONES SE MIDE. ?:



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¿ QUÉ ES LA MASA ?

LA MASA ES Una medida absoluta de una cantidad particular demateria

MASA APARENTE ES El peso de un objeto en el aire, comparadocon una masa estándar.

MASA ESTÁNDAR ES Una norma precisa cuyo volumen,densidad, coeficiente cubico de expansion termal y la masa, ha sidodeterminada por NIST (national institute of standard technology).

¿ QUÉ ES EL VOLUMÉN ?EL VOLUMEN ES El espacio que ocupa un fluido.

LOS FLUÍDOS TOMAN la forma del recipiente, container,

recipiente, vasija ó envase, que los contiene.



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ESTADOS DE LA MATERIA:

Fusión Evaporación

CondensaciónSolidificación

Sublimación



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¿ CÓMO INFLUYE LA TEMPERATURA EN EL

VOLUMEN ?


Temperatura @ 60 °FPresión @ 0 PSIGDonde:

A: es el Coeficiente de Dilatación TérmicaV’: es el volumen a una temperatura dereferencia T’V: es el volumen a una nueva temperatura

Para las transaccionesdel comercio nacional

e internacional

V = VV = V’’ x (1 +x (1 + A(TA(T--TT’’))))

Los modelos de dilatación de los crudos y productos derivados del petróleo se handesarrollado en función de la GRAVEDAD API y se presenta en forma de tablas:

PRODUCTO………………….

CrudoDiesel

GasolinaGLP

CORRECCION VOLUMEN…..@ 60 °F…..

Tabla 6ATabla 6B

Tabla 6BTabla 6B

CORRECCION GRAVEDADAPI @ 60 °F

Tabla 5ATabla 5B

Tabla 5BTabla 5B


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CONVERSIÓN UNIDADES DE TEMPERATURA:

°°CC = (= (°°FF -- 32) / 1,832) / 1,8

°°FF ==°°CC x 1,8 + 32x 1,8 + 32



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La temperatura afecta muchas de las propiedades de los líquidos, tales comogravedad, presión de vapor, compresibilidad y volumen. El efecto que latemperatura tiene en las propiedades de los líquidos puede predecirse de lasiguiente forma:

TemperaturaPropiedad

Aumenta DisminuyePresión de vapor Incrementa DecreceViscosidad Decrece IncrementaGravedad específica observada Decrece IncrementaGravedad APl observada Incrementa DecreceVolumen Incrementa Decrece

La temperatura no cambia el peso de un líquido en un recipiente, pero si cambia

su volumen.

TEMPERATURA:



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¿ QUÉ ES LA DENSIDAD ?:

DENSIDAD: Es la relación de MASA dividida en elVOLUMEN.

GRAVEDAD ESPECIFICA: Se define como la relaciónque existe entre el peso de un volumen de fluido alpeso de un volumen igual de agua destilada, a lamisma temperatura. Ambos pesos corregidos por laflotación del aire.

GRAVEDAD API: La gravedad API del petróleo es unaescala que se relaciona en el hidrómetro con lagravedad específica. La gravedad API esinversamente proporcional a la gravedad específica.

D = M / VD = M / V



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LA 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 Metrocúbico y se denota por Rho (Kg/m3).

La gravedad API del petróleo es basada en una escala escogida por el American

Petroleum Institute, la cual es relacionada con la gravedad específica de acuerdoa la siguiente formula:

5.1315.141

60/60

−=° F SGU

API Gravedad

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



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¿ QUÉ ES LA VISCOSIDAD ?:

FLUIDEZ: Es una característica de los líquidos que permite asus capas deslizarse una sobre la otra linealmente al sersometido a una fuerza por pequeña que ésta sea (Presión).

VISCOSIDAD: Se determina viscosidad de un fluido a lapropiedad de ésta que determina la resistencia al flujo. En loslíquidos la viscosidad disminuye al aumentar la temperatura,mientras que en los gases aumenta al aumentar latemperatura.

Existen dos formas de expresar la viscosidad:1. Viscosidad Dinámica ó Absoluta2. Viscosidad Cinemática.



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CLASES DE VISCOSIDAD:

Viscosidad Dinámica: La viscosidad, por su parte, tiene suorigen en el rozamiento interno que se produce durante elmovimiento de las moléculas, por lo que se podría considerarcomo la resistencia que los líquidos presentan a fluir.Las unidades son Poise y Centipoise (dinas seg/m2).

Viscosidad Cinemática: Es la viscosidad en centipoisedividida por la gravedad específica a la misma temperatura.

Las unidades son stokes y centistokes (m2/seg).



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¿ QUÉ ES LA PRESIÓN ?

PRESIÓN: Es la fuerza aplicada o distribuida en unasuperficie.

Donde:P: es la presiónF: es la fuerza aplicadaA: es el área donde se aplica

P = F / AP = F / A



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CLASES DE PRESIONES:

P R E S I O N M A N O M E T R I C A P O S IT IV AP R E S IO N A B S O L U T A P O S IT IV A

V A C IO P E R F E C T O - C E R O P R E S IO N A B S O L U T A

VACIO

P R E S IO N M A N O M E T R IC A N E G A T I VAP R E S IO N A B S O L U T A P OS IT IVA

P R E S IO N A T M O S F E R I C A A N I V E L D E L M A R0 p sig = 14.7 psia

0 ps ia

Manua l .pp t



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Presión atmosférica: Es el peso que ejerce una columna deatmósfera sobre una superficie transversal extendida haciaarriba. Esta superficie transversal es una (1) pulgadacuadrada. El valor de la presión atmosférica varía con el sitiodonde se esté a nivel del mar el valor es 14,7 (libras/pulgada2)equivalente a PSI.Presión manométrica: Es la presión local que se genera porla acción de una fuerza distinta de la atmósfera. Esta presiónpuede ser negativa o positiva dependiendo si es mayor omenor a la presión atmosférica. Para indicar cuando unapresión es manométrica se le coloca la letra G quedandoPSIG.



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PREGUNTAS ???

La presión ejercida en la línea de un Oleoducto?

La presión ejercida en un separador de prueba?

La presión ejercida en un tanque dealmacenamiento?


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Presión absoluta: Es la suma de la presión atmosféricamás la presión manométrica. Nunca es negativa.

Presión de vapor: Es la presión que ejerce sobre lasparedes de un recipiente cerrado un vapor que está enequilibrio con su líquido.



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¿ QUÉ SON LA RATA DE FLUJO Y EL RANGO

DE FLUJO ?

LA RATA DE FLUJO ES La cantidad de volumen o

masa de un fluido que pasa por un punto sobre una líneapor unidad de tiempo.

EL RANGO DE FLUJO SON Los máximos y mínimos

de la rata de flujo entre los cuales un medidor mantieneun error aceptable (precisión).



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¿QUE SON LA LINEALIDAD, REPETIBILIDAD YREPRODUCIBILIDAD ?:

LINEALIDAD: Es la capacidad que posee un equipo de medición paramantener su factor de calibración casi constante para un flujoespecífico constante.

REPETIBILIDAD: Es el proceso de evaluación de la desviación de un

número sucesivo de lecturas repetidas en una medición odeterminación directa. La repetibilidad se asocia con la comparaciónde dos mediciones sucesivas llevadas a cabo con el mismo aparato ypor el mismo operador durante un corto intervalo de tiempo. Paraobtener una buena Repetibilidad es necesario mantener condicionesestáticas ó el flujo constante (dinámicas).

REPRODUCIBILIDAD: Este término se refiere a la diferencia entrelas mediciones hechas por dos operadores diferentes sobre dosinstrumentos diferentes (del mismo tipo) en períodos diferentes.



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A TENER EN CUENTA EN LA MEDICIÓN:

CONDICIONES DE LA MEDICION:

Son las condiciones de temperatura, presión, viscosidad,fluidez, rata de flujo, que imperan en el momento de lamedición.

Cualquier cambio en estas condiciones puede afectar laprecisión y repetibilidad de la medición, debido a que tantolos materiales de los equipos de medición como lascaracterísticas de los fluidos pueden experimentar

variaciones con los cambios en las condiciones.



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Estándares

NACIONALES E INTERNACIONES:

REGULACIONES MANEJO H.C. MIN-MINAS.

REGULACIONES DE LA CREG.

DIRECTRICES Y MANUAL DE MEDICIÓN ECP.

NORMAS API MPMS.

NORMAS ASTM.

NORMAS ISO.

NORMAS DE AUDITORÍA.



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Estándares

EMPRESACOLOMBIANADEPETROLEOS

ISO-9000International Organization

for Standardization.



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HISTORIA EN COLOMBIAHISTORIA EN COLOMBIA

•

1905

1939

1951

1945

1905


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LA CONCESION BARCO



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1905 B

( .

16)

1917 C C C

1920

1922 C C

1926 B

C C

1928 A 22: C,

, .

1931 80 C CA C (C

)



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1933 PERFORACION POZO PETROLEA No.1

1936 COLPET ES ADQUIRIDA POR MOBIL Y TEXAS

1938 POR SIGNOS CLAROS DE AGOTAMIENTO SE TRASLADAN LASINTALACIONES DE PETROLEA A TIBU

1938 CONSTRUCCION DEL OLEODUCTO PETROLEA COVEÑAS 410KMS. 12”. FINALIZADO EN AGOSTO DE 1939

1938 PERFORACION DEL POZO CARBONERA 11939 PERFORACION DEL POZO TIBU 1 EN OCTUBRE (511 POZOS)

1941 SE INICIA PERFORACION DEL POZO SARDINATA SUR No.1 (32POZOS)

1954 INICIA OPERACI0NES REFINERIA Y PLANTA DE GAS DE TIBUCONSTRUIDA POR LA FLUOR CORPORATION LTDA. Y LA

CHICAGO BRIDGE IRON

1953 SE INICIA EL PROYECTO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR

INYECCION CON AGUA EN EL CAMPO TIBU



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1956 SE OTORGA LA CONCESION CICUCO-VIOLO A LA COLPETSEGUN ESCRITURA PUBLICA No. 2975

1956 JULIO 7. SE INICIA LA PERFORACION DEL POZO CICUCO No.1COMPLETADO EL 12 DE SEPTIEMBRE A 8273’. PRUEBAS 760

BPPD FLUJO NATURAL. 43.3 API (28 POZOS)

1956 BALANCE POSITIVO INDUSTRIALMENTE PARA LA COMPAÑIA,

PERO HUMANAMENTE DOLOROSO: PIERDEN LA VIDA 31HOMBRES Y OTROS 110 FUERON HERIDOS POR LAS FLECHAS DELOS INDIOS MOTILONES

1960 AL ESTABLECER LA EXISTENCIA DE UNA APRECIABLE

RESERVA DE GAS NATURAL, SE DECIDE EL MONTAJE DEUNA PLANTA Y LA DISEÑA LA PHONA ENGINEERS

1961 INICIA PRODUCCION EL CAMPO BOQUETE CON LAPERFORACION DEL POZO BOQUETE No.1 160 BPPD FLUJONATURAL



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1962 SE INAUGURA EL GASODUCTO CICUCO-B/QUILLA Y LA PLANTADE GAS

1963 SIDELCA, SINDICATO DE BASE DE COLPET, DECRETA UNAHUELGA QUE DURO 40 DIAS

1971 COLPET VENDE A ECOPETROL EL 49% DE SUS ACCIONESPERTENECIENTES A LA MOBIL. ESTE MISMO AÑO SIDELCA

REALIZA UNA HUELGA DE 45 DIAS1975 SE INTEGRA EL DISTRITO NORTE DE PRODUCCION, INCLUYENDO

ADICIONALMENTE LOS CAMPOS DE CICUCO, BOQUETE Y ZENON,Y LAS OPERACIONES DE LOS OLEODUCTOS

1976 COLPET VENDE A ECOPETROL EL 49% DE SUS ACCIONESPERTENECIENTES A TEXAS



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LA CONCESION DE MARES

INFANTAS 1922


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Concesión De Mares

1916 () C.

1916 . A

1918 A: . 2 . 1

1919

1921 C

1922 B

1923 C A


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Concesión De Mares

Construcción delferrocarril. 1923

Campamentos en “ ElCentro”. 1925


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La Concesión de Mares

1924 C C

1925 C C

1926 C

1926 ()

1926 ():

1941 17.000 .

1949 C


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Marco Legal:

CODIGO DE PETROLEOS

Decreto legislativo 1056 de 1953

Decreto 1348 de 1961


Resolución Minminas 2021 de 1986

Ley 26 de 1989


Decreto 0501 de 1990 Decreto 070 de 2001



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Marco Legal:

Por el cual se reglamenta la Ley 10 de 16 de marzo de1961 (la cual dicta disposiciones en el ramo de petróleos).

Decreto 1348 de 1961 (junio 20)

Articulo 29

Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y medirsede acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el Ministerio o, en

su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo.



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Marco Legal:

Articulo 97

Cuando se considere necesario proteger la vida, salud, o la propiedad de las

personas, el Ministerio podrá ordenar la construcción de un muro de tierraapropiado que circunde el área de los tanques de almacenamiento de petróleo ogas y que forme un recinto cerrado, cuya capacidad deberá ser igual a una ymedia (1 ½ ) veces la capacidad del tanque o tanques circundados por tal muro.Este recinto deberá conservarse en buen estado para asegurar laimpermeabilidad de las paredes y no deberá dejarse acumular en su interior

vegetación, agua o petróleo.

Decreto 1895 de 1973 (Septiembre 15)



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Articulo 1Para los efectos de liquidación volumétrica de las entregas deproductos derivados del petróleo a carro tanques, vagón-tanques ybotes en las refinerías, terminales y plantas de abasto en el país, se

deberá aplicar el siguiente procedimiento:

Resolución Minminas 2021(Diciembre 9 de 1986)


Marco Legal:


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Articulo 1

Resolución Minminas 2021(Diciembre 9 de 1986)

a) El volumen de entregas deberá ser corregido por el factor decalibración de los equipos de medición utilizados paradeterminar el volumen de los productos derivados del petróleo.

b) El volumen determinado de acuerdo con el literal a) será

entregado a la presión de tubería y temperatura del producto enel sitio de suministro o venta.


Marco Legal:


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Articulo 1

En razón de la naturaleza del servicio públicode la distribución de combustibles líquidos derivados delpetróleo, fijado por la Ley 39 de 1987, el gobierno podrá

determinar: horarios, precios, márgenes de comercialización,calidad, calibraciones, condiciones de seguridad, relacionescontractuales y demás condiciones que influyen en la mejorprestación de ese servicio público.

LEY 26 DE 1989


Marco Legal:


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Articulo 1

El almacenamiento, manejo, transporte y distribución de loscombustibles líquidos derivados del petróleo, es un servicio público

que se prestará conforme a lo establecido en la ley, en el presenteDecreto y en las resoluciones del Ministerio de Minas y Energía. Lasplantas de abastecimiento, estaciones de servicio plantas de llenadoy depósitos de GLP y demás establecimientos dedicados a ladistribución de productos derivados del petróleo, prestarán el servicio

en forma regular, adecuada y eficiente, de acuerdo con lascaracterísticas propias de este servicio público

DECRETO 0283 DE 1990DECRETO 0283 DE 1990DECRETO 0283 DE 1990DECRETO 0283 DE 1990


Marco Legal:


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Artículo 44

Es responsabilidad de las plantas de abastecimiento mayoristas decombustibles líquidos derivados del petróleo, mantener en todo tiempodebidamente calibradas las unidades de medida de sus equipos deentrega de combustibles. Para este fin el recipiente utilizado en lacalibración deberá estar debidamente certificado por el Centro deControl y Calidad y Metrología de la Superintendencia de industria yComercio u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio deMinas y Energía. Este verificará periódicamente por medio de susfuncionarios o de quien delegue, que dicha calibración se ajuste a losparámetros del presente Decreto.


Marco Legal:


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Artículo 45

Cuando la autoridad competente verifique la calibración y elfuncionamiento de las unidades de medida y los equipos de entrega de

combustibles en las plantas de abastecimiento se procederá así:

A). Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas lascircunstancias observadas en la diligencia. la cual será suscrita por elrespectivo funcionario y el distribuidor o el representante del propietario yservirá de base para la apertura de la investigación por eventualesInfracciones, si fuere procedente;


Marco Legal:


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Artículo 45

B). Se entenderá que una unidad de medida se encuentra descalibrada si almomento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima opor debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador. casoen el cual se procederá a realizar los ajustes correctivos de las fallas

encontradas para que la unidad pueda seguir funcionando correctamente;

C). Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios,se procederá por parte del funcionario a condenar la unidad y ésta no podráentrar a funcionar hasta tanto se hayan hecho las reparaciones

correspondientes, se realice una nueva calibración y se envíe el actacorrespondiente al Ministerio de Minas y Energía.

Parágrafo. Si durante la calibración de cualquier unidad de medida de entrega seencuentra una diferencia mayor de uno (1) por mil (1000), por debajo de la línea dereferencia del calibrador, se impondrá la sanción correspondiente


Marco Legal:


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Artículo 80

Todo transportador de petróleo crudo y combustibles líquidosderivados del petróleo, deberá estar registrado y autorizado en elMinisterio de Minas y Energía, para ejercer tal actividad.

Artículo 81

d) El tanque deberá tener una placa con el nombre del fabricante,la norma o código de construcción, la fecha de fabricación,capacidad y número de compartimentos


Marco Legal:


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Artículo 90

Para cada combustible líquido derivado del petróleo, la capacidad dealmacenamiento disponible de los distribuidores mayoristas debecorresponder por lo menos, a quince (15) días de la demandaatendida con base en el promedio de consumo en el añoinmediatamente anterior,

Parágrafo 5°

El Gran Distribuidor debe mantener un almacenamiento en sus refinerías y terminalesadecuado para proveer satisfactoriamente el almacenamiento mínimo de losdistribuidores mayoristas.


Marco Legal:


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Artículo 103.

La Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, estaráobligada a colaborar con el Ministerio de Minas y Energía, en

todo lo relacionado con la adecuada distribución,almacenamiento, calibración, manejo y transporte de loscombustibles líquidos derivados del petróleo y transporte depetróleo crudo por carrotanques, en las campañas tendientes aevitar el acaparamiento, especulación, hurto o adulteración de

los productos a que se refiere el presente Decreto, y en suslaboratorios e instalaciones se podrán adelantar los análisisrequeridos.


Marco Legal:


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Articulo 12

Son funciones de la dirección de hidrocarburos entreotras: ejercer el control y vigilancia técnica sobre la

aditivación, calidad y cantidad de los combustibleslíquidos derivados del petróleo producidos, importados,almacenados, transportados, comercializados ydistribuidos en el país. Autorizar en los contratos deasociación la iniciación de exploración de hidrocarburos,previos análisis de los informes que los interesadospresenten.



Marco Legal:


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RESOLUCIRESOLUCIRESOLUCIRESOLUCIÓÓÓÓN NN NN NN N° 009009009009

ARTICULO 12º. Obligaciones Especiales de los GC's.(Grandes Comercializadores).

a) Mantener debidamente calibrados los medidores de flujopara la correcta entrega de los volúmenes de GLP, y obtenerpor lo menos una vez al año cuando se distribuya en faselíquida, una certificación de calibración expedida por unaempresa especializada.

b) Odorizar el GLP, antes de comercializarlo.c) Cumplir con los requisitos de calidad del GLP que fije laCREG.


Marco Legal:


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CAPITULO IV - DE LA ACTIVIDAD DECOMERCIALIZACION MAYORISTA (CM’s)

ARTICULO 16º. Obligaciones Generales de los CM's.a) Realizar la entrega de GLP a los Distribuidores mediante lautilización de sistemas de medición confiables, que garanticen lacorrección volumétrica por temperatura y presión.


Marco Legal:


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ARTICULO 16º. Obligaciones Generales de los CM'sb) Mantener debidamente calibradas las básculas y las unidades demedición de los equipos para entrega de GLP, y obtener por lo menoscada año, una certificación de calibración expedida por una empresa

especializada; así mismo, mantener debidamente calibrados losmedidores de flujo para la correcta entrega de los volúmenes de GLP,y obtener cada dos (2) años, cuando se distribuya en fase líquida, unacertificación de calibración expedida por una empresa especializada.


Marco Legal:


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ARTICULO 17º . Obligaciones Especiales de los CM´s.Los CM's sólo podrán proveer GLP a Empresas de Servicios Públicoscuyo objeto sea la Distribución.

ARTICULO 18º . Suministro de GLP por CM's.En los contratos que suscriban los CM's con los D's (Distribuidores)se deben pactar la calidad, volúmenes

mínimos de suministro, responsable de la medición ysitios y períodos de entrega del GLP.


Marco Legal:


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CO C OS S COS


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b) Mantener debidamente calibradas .. básculas y

las unidades de medición de los equipos para entregade GLP, .. obtener por lo menos cada año, unacertificación de calibración expedida por una empresaespecializada; ... mantener debidamente calibrados losmedidores de flujo para la correcta entrega de losvolúmenes de GLP

ARTICULO 21º. Obligaciones Generales de losDistribuidores.


Marco Legal:



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ARTICULO 21º. Obligaciones Generales de los Distribuidores.

...obtener cada dos (2) años cuando se distribuya enfase líquida, una certificación de calibración expedidapor una empresa especializada.


Marco Legal:



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ARTICULO 23º. Obligaciones Especiales de losDistribuidores cuando realizan la Distribución a través detanques estacionarios.

c) El Distribuidor está obligado a inspeccionar los tanques, otrosrecipientes e instalaciones de los usuarios periódicamente y conintervalos no superiores a cinco (5) años o a solicitud del usuario,aplicando las normas técnicas y de seguridad, y si es del caso,solicitar el mantenimiento, la reparación o la reposición de los

mismos.


Marco Legal:



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ARTICULO 25º. Vehículos Utilizados en laActividad de los Distribuidores.

c) El vehículo utilizado para el suministro de GLP a instalacionescon tanques estacionarios, debe disponer de medidor para entregade líquido, con el fin de garantizar entregas correctas al usuario.


Marco Legal:



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ARTICULO 28º. Oficina de Peticiones, Quejasy Recursos.Los Distribuidores deberán tener una Oficina de Peticiones, Quejas yRecursos, diferente del servicio de atención de emergencias, tal

como está establecido en las Circulares 001 y 002 de 1995 de laSuperintendencia de Servicios Públicos, en el Estatuto Nacional deUsuarios de los Servicios Públicos Domiciliarios (Decreto 1842 de1991), y en la Resolución CREG-067 de 1995.



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Agencia Nacional de Hidrocarburos

Con la reestructuración del sector de

Hidrocarburos llevada a cabo en 2003, se creóla Agencia Nacional de Hidrocarburos, entidadoficial adscrita al Ministerio de Minas yEnergía. Con cerca de seis años de existencia,

la ANH tiene a su cargo promover elaprovechamiento óptimo y sostenible de losrecursos de petróleo y gas del país,administrándolos integralmente y armonizandolos intereses de la sociedad, el Estado y lasempresas del sector.



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Entre sus funciones más importantes se destacan:

•Administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación yasignarlas, mediante contratos, para su exploracióny explotación.

• Evaluar el potencial de petróleo y gas del país.

• Impulsar estrategias de promoción de las áreashidrocarburíferas.

• Manejar y preservar la información técnica existente y

la que se adquiera en el futuro.

•Recaudar las regalías y compensaciones quecorrespondan al Estado por la explotación de talesrecursos y girar a las entidades beneficiarias.


71/405


72/405


73/405

Producción crudo país


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ProducciProducciProducciProduccióóóón:n:n:n:




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RefinaciRefinaciRefinaciRefinacióóóón:n:n:n:




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Transporte:Transporte:Transporte:Transporte:




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ComercializaciComercializaciComercializaciComercializacióóóón Nacional:n Nacional:n Nacional:n Nacional:

CONCEPTOS BASICOS


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80/405


81/405

La mediciLa medici

óó

n estn est

áá

tica es aquella en la cual la cuantificacitica es aquella en la cual la cuantificaci

óó

nn

de las cantidades se realizan midiendo el nivel de liquidode las cantidades se realizan midiendo el nivel de liquidocontenido en los tanques de almacenamiento mediantecontenido en los tanques de almacenamiento mediantemedicimedicióón manual con cinta, y sin necesidad del uso den manual con cinta, y sin necesidad del uso dedispositivos medidores de ldispositivos medidores de lííquidos.quidos.

La medida del nivel de liquido puede tambiLa medida del nivel de liquido puede tambiéén obtenersen obtenersecon medicicon medicióón automn automáática, mediante telemetr tica, mediante telemetr íía u otrosa u otrossistemas, en la que se tiene un conocimiento casisistemas, en la que se tiene un conocimiento casi

instantinstantááneo del nivel de lneo del nivel de lííquido.quido.

MEDICION ESTATICA


82/405

Describe los procedimientos estándares para medición depetróleo líquido y sus derivados en diferentes tipos detanques, contenedores y recipientes de transporte.

Presenta además las técnicas y procedimientos

estandarizados para los procesos de medición estática, susrutinas de campo y cálculo, el origen y uso de los factores decorrección aplicables.

Presenta la interpretación y uso correcto de las tablas deaforo, para cualquier tipo de tanques.

DESCRIPCIONDESCRIPCION

NORMAS Y FUNDAMENTOSNORMAS Y FUNDAMENTOS


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API Chapter 3.1.A “Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleumand Petroleum Products”

API Chapter 12 – Calculation of Petroleum Quantities Section 1 – Calculation of Static Petroleum Quantities Part 1 – Upright Cylindrical Tanks and Marine vessels. ASTM American Society for testing and material – Designation D-1085 Standard Practice for Gauging Petroleum and Petroleum Products

API Chapter 7.1. Static Temperature determination Using Mercury In-glassTank Thermometers

API Chapter 7.2. Dynamic Temperature Determination API Chapter 7.3. Static Temperature Determination Using Portable Electronic

Thermometers

API Chapter 7.4. Static Temperature Determination Using Fixed AutomaticTank Thermometers Textos varios sobre el tema Experiencias de los expositores

CLASIFICACION DE LOS TANQUESCLASIFICACION DE LOS TANQUES


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POR SU FORMACilíndrico con techo cónico

Cilíndrico con fondo y tapa cóncavaCilíndrico con techo flotanteCilíndrico con membrana flotante

Esféricos



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POR EL PRODUCTOALMACENADO

Para CrudosPara Derivados o Refinados

Para Residuos



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TANQUES CILINDRICOS CON TECHO CONICO:

Se usan generalmente para almacenar productos que tengan unapresión de vapor baja, es decir aquellos que no tienen tendencia aproducir vapores a la temperatura ambiente



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TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPACONCAVOS :

Se usan generalmente para almacenar productos con unapresión de vapor relativamente alta, es decir, con grantendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente



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TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Seasemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo

cónico con la diferencia que su tapa superior o techo, flotasobre el producto que se almacena ; es decir, se desplazaverticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de estostanques corresponde a la atmosférica

Disminuye las pérdidas por evaporación


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TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una

presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI

USO DE LOS TANQUES SEGUN

EL PRODUCTO


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EL PRODUCTO

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques detecho cónico y tamaño relativamente grande ya que permiteuna operación estable durante varios días

Los tanques para almacenar productos derivados son de

capacidad y de forma variable, dependiendo del productomanejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismoejemplo para propano y butano es una esfera, GasolinaLiviana es cilíndrico con techo flotante, gasolina pesada es

cilíndrico de techo cónico etc.

CARACTERISTICAS MAS

IMPORTANTES DE LOS TANQUES


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IMPORTANTES DE LOS TANQUES

• Se construyen de planchas de Acero

• Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios paraobtener las tablas de aforo.

• Deben tener una escotilla de Medición

• Deben tener sistemas de Venteos• Deben tener líneas de entrada y salida del producto

• Deben tener líneas de Drenajes

• Deben tener agitadores dependiendo del producto quese va almacenar

Terminología de Medición

E táti


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Estática• Escotilla de Medición: es la abertura en la tapa del tanque

por medio de la cual se efectúan las mediciones

• Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de mediciónque indique la posición desde donde se medirá

• Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del

tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición ydesde donde se tomaran las distancias.

• Plato de Medición: Un plato localizado bajo la escotilla demedición y donde se encuentra el punto de medición.

• Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo deltanque hasta la marca de referencia

• Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa ocinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo


E táti


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Estática

• Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usadapara la medición de un producto en un tanque

• Pesa: es la pesa ( Plomada) adjunta a la cinta de medición,de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal formaque facilite la penetración

• Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techoflotante esta apoyado en sus soportes normales y el puntodonde el techo esta flotando libremente

• Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un

tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta elpunto de medición.

• Medición en Vació: Es la distancia desde el punto dereferencia hasta la superficie del líquido en un tanque


Estática


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Estática• Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta demedición que facilita la medida

• Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene unproducto químico, el cual cambia de color cuando se pone encontacto un producto especifico

• Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo oderivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas.

• Agua Libre: es el agua que existe como capa separada delhidrocarburo ( típicamente abajo del petróleo, en el fondo del

tanque)• Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo oderivado formando una solución a una temperaturadeterminada


Estática


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Estática• Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos

presentes dentro del petróleo pero no en solución

• Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburospresente en el tanque como capa separada en el fondo.

• Volumen total observado: es el volumen de petróleo oproducto incluyendo agua total y sedimento total, medido a latemperatura y presión presentes en el crudo o refinado

• Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo oproducto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimentosuspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo,medido a la temperatura y presión presente en el crudo

• Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo oproducto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la

temperatura y presión presente en el crudo o refinado


Estática


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Estática• Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o

producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y

sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre ysedimento de fondo, calculados a condiciones estándar ( 15 °C y1.01325 bares)

• Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo

agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar(15 °C y 1.01325 bares )

• Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más elagua libre medida a la temperatura y presión presente (este

concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras debuques después del cargue

• Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condicionesestándar del volumen total de petróleo transferido o medido

excluyendo agua total y sedimento total.

PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN

ESTATICA


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ESTATICA

Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios:

Medición a Vacío. Determina la altura de vacío eindirectamente la altura ocupada del líquido

Medición a Fondo. Determina directamente la altura dellíquido

EQUIPOS DE MEDICION


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EQUIPOS DE MEDICION

• Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “ cero “ de laescala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La

escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde elcero de referencia y para la plomada en forma descendentedesde el mismo punto, la plomada debe tener formarectangular

• Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “ Cero “ enla punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de lacinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en formaascendente desde el cero de referencia de la plomada, laplomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono

CINTAS DE MEDICION


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CHECK LIST!!!CHECK LIST!!!


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Para realizar la medición manual del volumen de líquido yagua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:

Verificar que las válvulas de recibo y entrega se encuentren cerradaspara prevenir pases o desplazamientos de productos desde o haciaotros tanques o sistemas.

En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más dedos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referenciacambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismaspersonas deben llevar a cabo ambas mediciones.

Evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tenerincertidumbre alta.

CHECK LIST!!!CHECK LIST!!!


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Usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.

En tanques de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima

del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar elpeso total del techo. Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.

No deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada comoresultado del desgaste y la corrosión.

Se debe cambiar la plomada y las cintas de medición, cuando alverificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta

y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

Cuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrirtiempo suficiente para que los gases y aire disueltos se liberen y asípoderlo medir correctamente.

REFERENCE GAUGE POINT


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OilLayer

FREE WATER

LAYER

GOV

(TOV)

REFERENCE

GAUGEHEIGHT

INNAGE

ULLAGE

REFERENCE GAUGE POINT

TANK BOTTOM OR DATUM PLATE

MEDICION AL VACIO


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Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie dellíquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la

altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que lamedida del volumen se tiene en forma indirecta.

Nivel = Alt. de ref. (BM) – corte de la cinta – Corte en la Plomada

Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamentedeterminado, así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las

medidas a vacío solo son confiables si existe un programa de verificaciónfrecuente de la altura de referencia; por ser esta ultima, un datofundamental en la operación matemática.


105/405

PROCEDIMIENTO DE MEDICION

AL VACIO


106/405

AL VACIO

Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre laplomada.

Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidasconsecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debesobrepasar los 3 mm.

Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar comovalida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercerano sobrepase 1 mm.

Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia unacon respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio

de las tres.

En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque esténcerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entreuna o dos horas dependiendo del fluido.

MEDICION AL VACIO


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MEDICION A FONDO


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Consiste en medir la distancia existente desde la platina demedición en el fondo del tanque hasta la altura libre del liquido,

donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición.

La medida a fondo se obtiene la altura del liquido en formadirecta.

En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso decrema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de cortepor la detección de un cambio de coloración en la interfase.


A FONDO


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Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de latabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla demedición del tanque respectivo.

Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capasiguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de losnumero de la escala.

Abrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en elproducto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato demedición.

La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10segundos ( Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad serequiere una duración de 1 – 5 minutos).


A FONDO


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Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si laaltura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm,

respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente yregistrar el corte del liquido en la cinta.

Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura,siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de

agua medido.

Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas,donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.


A FONDO


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Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar comovalida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm.

Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia unacon respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promediode las tres.

En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta elmargen de discrepancia de 5 mm.

MEDICION A FONDO


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MEDICION DE AGUA LIBRE


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• Se utiliza el mismo procedimiento de la medición a fondo.

• Cuando la altura de agua excede la altura de la plomada, el agua libre

puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua.

MEDIDA DE AGUA LIBRE

R di F W t C t


114/405

5

4

3

2

1

Water PasteApplied

Water Cut2-1/2 inches

Height of

Spotted Areaabout 1-1/2 inches

Reading Free Water CutReading Free Water Cut

MEDIDA DE LA TEMPERATURA


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Para determinar la temperatura en un tanque se deben utilizartermómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala

graduada en 1 °F y con precisión de -/+ 0.5 ° F grabada en la columnade vidrio

Equipos totalmente electrónicos como es el Termoprober, con estosequipos se obtienen aproximaciones de 0.1 ° F y repetibilidad de mas o

menos 0.1 ° F

Termómetros de mercurio en vidrio

PROCEDIMIENTO DE LECTURA DE TEMPERATURACON TERMOMETROS DE MERCURIO


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Termómetros de mercurio en vidrio

Deben graduarse en incrementos de 1 °F (0.5 °C):

• Se debe inspeccionar el termómetro para verificar que lacolumna de mercurio no se ha separado

• Ajustar la cajuela con el termómetro a una cinta de medición

y baje la unidad al nivel deseado según la tabla No 1• El tiempo de inmersión será según la tabla No 2• Después de alcanzar el tiempo de inmersión suba el

termómetro y léalo lo mas rápidamente posible con

aproximación del 1 °F.

PROCEDIMIENTO DE LA LECTURA DELA TEMPERATURA


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• Introduzca el termómetro a los niveles indicados en la tablaNo.2

• Deje el tiempo indicado en la Tabla No 3 para alcanzar elequilibrio de la temperatura del sistema

• Cuando saque el termómetro, la copa debe estarcompletamente llena y así debe mantenerse durante lalectura.

• La lectura debe hacerse dentro de la escotilla de mediciónpara evitar el efecto de las corrientes de aire

• Lea la temperatura lo mas preciso posible, según laaproximación dada por el termómetro

PROCEDIMIENTO DE LA LECTURA DELA TEMPERATURA

6 7


118/405

UPPER

MIDDLE

LOWER

6.

47'06"

6'00-1/2"

41'-05-1/2"36'-03"

UPPER

MIDDLE

LOWER

7.

45'10"

20'-05"

25'-05"

30'-06"

UPPER

MIDDLE

LOWER

8.

47'06"

29'-04-1/2"

18'-01-1/2"

36'-03"

MEDIDA DE LA TEMPERATURA


119/405

TABLA No. 1


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Mitad de laprofundidaddel liquido

1≤ 3 m (10 Pie)

Alto, medio y bajo3> 3 m (10 Pie)

NIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DENUMERO MINIMO DE

MEDIDASMEDIDASMEDIDASMEDIDASMEDIDASMEDIDASMEDIDASMEDIDAS

PROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DELPROFUNDIDAD DEL

LIQUIDOLIQUIDOLIQUIDOLIQUIDOLIQUIDOLIQUIDOLIQUIDOLIQUIDO

INMERSIINMERSIINMERSIINMERSIÓÓÓÓN RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)

TABLA No. 2


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804550

EstacionarioEn movimiento

INMERSIINMERSIINMERSIINMERSIÓÓÓÓN RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)N RECOMENDADA (MINUTOS)

API @ 60API @ 60API @ 60API @ 60ººººFFFF


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MEDIDA DE LA TEMPERATURA CONTERMOMETROS ELECTRONICOS


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Levantar y bajar el probador lentamente aproximadamente 1 pies porencima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión.

Tabla No 3

Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezcadentro de +- 0.2 °F ( 0.1 °C) durante 30 s léala y registre latemperatura con aproximación de 0.5 °F. si se toman temperaturas a

diferentes niveles, registre la lectura de cada una y promedieredondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F

TERMOMETRO ELECTRONICO


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TABLA No 3


125/405

5 Segundos30 Segundos>40

30 Segundos45 Segundos20-40

30 Segundos75 Segundos< 20

ESTACIONARIOEN MOVIMIENTO API@ 60ºF

TOMA DE MUESTRA


126/405

Definición de Muestra:

Es aquel en el cual las muestras puntuales en la superficie,superior, mitad y fondo tienen valores similares de acuerdo conla precisión utilizada en los ensayos de laboratorio

correspondiente.

TIPO DE MUESTREO


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Existen dos tipos de muestreo

• Muestreo Automático o Dinámico

• Muestreo Manual

TIPO DE MUESTREO

MUESTREO MANUAL EN TANQUE


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MUESTREO MANUAL EN TANQUE

COMO MUESTREA USTED?...

ACEITE

INTERFASE

AGUA

MUESTREO AUTOMATICO

E di iti tili t t


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Es un dispositivo que se utiliza para extraer una muestrarepresentativa del líquido que fluye por una tubería, este equipo

consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor deflujo, un controlador y un recipiente de muestras.

MUESTREO MANUAL

Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de


130/405

Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos deMuestreos.

• Muestra de Nivel

• Muestra Corrida

EQUIPOS DE MUESTREO DE

NIVEL


131/405

EQUIPOS DE MUESTREO DE

NIVEL

TOMAMUESTRAS TIPO BEAKER


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TOMAMUESTRAS TIPO BEAKERUsados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles.

Deben ser pesados para facilitar la inmersión

TOMAMUESTRAS DE ZONAExclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cilíndricosque facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreador tipoladrón y el de flotador.

TOMAMUESTRAS DE FONDOExclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo

MUESTRA A TODO NIVEL UNAVÍA

Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca


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posible al nivel de extracción

Retire el tapón de la línea y levante la botella a una ratauniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente3/4 llena después que emerge del líquido.

Para productos livianos o tanques profundos, se puedennecesitar una abertura restringida, que evite el llenado de labotella.

MUESTRA CORRIDA DOS VÍAS

Baje la botella sin tapón o el recipiente hasta un nivel tan cerca


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Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cercaposible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de

línea flexible.

Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior delaceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se

encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga delaceite.

MUESTRA SUPERIOR,MUESTRA SUPERIOR,

MEDIA Y FONDOMEDIA Y FONDOUna muestra superior es una muestra localizada tomada en el


135/405

ppunto medio del contenido del tercio superior del tanque.

Una muestra intermedia es una muestra localizada tomada en lamitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entrelos tercios superior e inferior del tanque)

Una muestra inferior es una muestra localizada tomada en elpunto medio del contenido del tercio inferior del tanque

Muestra aleatoria.Es la que se toma en un cabezal en un

momento determinado durante la operación de bombeo

MUESTRA DE TODOS LOSNIVELES

Es aquélla que se obtiene bajando una botella o un recipiente


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Es aquélla que se obtiene bajando una botella o un recipientetarado y tapado para muestra corrida, a una profundidad de 1

pie ( 0.3 m ) sobre el nivel de agua libre, A continuación sesacude bruscamente la cuerda abriéndose así el recipiente dela muestra y subiéndose el mismo a una velocidad tal que selogra que el recipiente se llene en un 75 % aproximadamente

(un máximo de 85 % ) cuando se retira.

PRECAUCION DEL MUESTREOPRECAUCION DEL MUESTREO

Asegurarse que la muestra sea representativa


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Seguir precauciones para cada productos (crudo, gasolinas,alcohol, etc )

Evitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientesde aire

No usar objeto metálico capaz de generar chispas

Agitar la muestra antes de transvasar

Al trasvasar muestras volátiles se invertirá el toma muestrassobre el portamuestras

CONCIDERACION DELCONCIDERACION DELMUESTREOMUESTREO

L l d áli i i di á l id d d l


138/405

La clase de análisis indicará el cuidado del muestreo

Al tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie,tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corrida

Asegurarse de la limpieza del muestreador

Minimizar la operación de trasvasado

El muestreo será previo a la medición de crudo, agua libre y

temperatura.

MANEJO DE MUESTRASMANEJO DE MUESTRAS

Al muestrear productos volátiles, el muestreador será eli I di l d b


139/405

mismo portamuestras. Inmediatamente la muestra debe

refrigerarse.

Muestras sensibles a la luz usaran portamuestras oscuros

Se dejará suficiente espacio libre en el portamuestras

Rotular siempre la muestra incluyendo: producto,propietario, sitio donde se tomó, fecha, hora, tipo de muestra

El portamuestras se mantendrá bien tapado y alejado de laluz y calor

TOMA DE MUESTRASTOMA DE MUESTRASPUNTUALESPUNTUALES


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CAPACIDAD DEL TANQUEO NIVEL DE LIQUIDO NUMERO DE MUESTRAS REQUERIDASCIMA MEDIO FONDO

MENOS DE 1000 Bbls - Si -

Menos de 3 m - Si -

De 3 a 4.5 m Si Si

Mas de 4.5 m Si Si Si

PROCEDIMIENTO DELIQUIDACION DE TANQUES

Datos


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Nivel de líquido Observada

Nivel de agua libre Observada

Temperatura del líquido ºF Observada

Temperatura ambiente ºF Observada

Temperatura de la lámina del tanque ºF Por cálculo

Gravedad API @ 60ºF Análisis

Porcentaje de agua y sedimento(%BS&W) Análisis


Datos


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Volumen total observado (TOV) Tabla de aforo

Agua libre (FW) Tabla de aforo Volumen bruto observado (GOV) = (TOV-FW) Cálculo

Factor de corrección por la temperatura

de la pared (CTSh) Cálculo

Ajuste del techo flotante (FRA) Cálculo Factor de Corrección por Temperatura en el Líquido

(CTL ó VCF) tabla 6A/6B


Datos


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Datos

Volumen Bruto Estándar (GSV) = (GOV*CTSh±FRA)*CTL Factor de Corrección por Agua y Sedimento(CS&W) = (1-%BSW/100)

Volumen Estándar Neto(NSV) = GSV*CS&W

FACTOR DE CORRECION

Factor de corrección por efecto de la Temperatura en eld t ( CTL VCF)


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producto ( CTL o VCF)

• VariablesTemperatura en °FGravedad API 60 °F

Este factor se puede obtener directamente a traves a de lastablas 6A/6B ( ASTM D-1250)

FACTOR DE CORRECCION PORFORMULA

El Factor de corrección se puede obtener por formula, con lasiguiente ecuación:


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CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)]

Para crudo : K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2

Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2

Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @6ºF *Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF *Densidad del Agua @ 60ºF)^2

Para Gasolina: K= (192.4571+(0.2438/(Gravedad Espec. @6ºF* Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF *Densidad del Agua @ 60ºF)^2

AJUSTE POR EL TECHOFLOTANTE (FRA)

Procedimiento

Ob d l bl 5A l API Ob d l i f ió


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Obtener de la tabla 5A el API Observado, con la información

de API a 60°F y la Temperatura del tanque °F

Calcular la diferencia entre el API observado y el API dereferencia que aparece en la tabla de aforo

La diferencia anterior se multiplica por una constante decorrección por unidad de volumen (Cv) suministrada en latabla de aforo, que puede ser negativo o positivo según elAPI de referencia

Corrección por techo = (API referencia – API observado) *Cv

FACTOR DE CORRECCION POR LATEMPERATURA EN LA LAMINA

Se puede obtener directamente a través de la la tabla B-1A é di B d l N API C 12 S ió 1 P t 1 l


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Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o por la

formula:

CTSh = 1 + 12.4E-06*∆TS+4.0E-09* ∆2TS

TS = ((7*TL)+Ta)/8TL = Temperatura de la lamina∆TS = (TS-60) °F

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales

LIQUIDACION DE TANQUES


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Condiciones supuestas

SEVERIDAD RELATIVA DE LAS VARIABLES DE MEDICION ESTATICA

Severidad

RelativaAnálisis Pareto% Error en la variable % Error en la

medición

DEFINICION

IMPACTO

⇒

ANALISIS DE PARETO DE LAMEDICION ESTATICA


149/405

[ TOVVolúmen total observado

a las condiciones del

producto.1% 0,98% 100º F, 30º API 24 82%

FWV ]Volúmen del agua libreque se encuentra en una

fase distinta a la fase del

crudo.

1% 0,10% FWV < 10%TOV

2 8%

x

VCF Ó 1% en T 0,04% 100º F, 30º API 1 3%

CTL 1% enDensidad

0,08% 100º F, 30º API 2 7%

NSVVolúmen neto de petróleo

crudo a 60º F y 0º PSI. 100%

Factor de corrección de

volúmen por temperatura

medición

≈

CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS ENMEDICION ESTATICA

PERDIDAS EN MEDICION ESTATICACAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA - ANALISIS DE PARETO

PERDIDAS FISICAS PERDIDAS DE MEDICION

TOV, 78%1. Evaporación.2 M l d 1 Referencias


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1. Fuga de 1. Toma de temperatura:

livianos por Procedimiento, Equipo, calentamiento Práctica metrológica,

Operación.

1. Fuga de livianos por calentamiento

CTL Ó VCF, 3%

Densidad, 7 %

FWV, 8%

2. Mezclas deproductos.3. Fugas por roturas de

tanques y/o líneas.4. Robos.

1. Referenciasvolumétricas:

Aforo de tanques y

líneas.2. Equipos de medición.3. Procedimientos

1. Cambio de agua porproducto - operación.

2. Cambio de agua porproducto - robos.

1. Muestreo:Procedimiento,Equipo, Prácticametrológica,Operación.

2. Ensayo analítico:Procedimiento,Equipo, Prácticametrológica,Operación.

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas.

2. Equipos de medición.3. Procedimientos4. Práctica metrológica.4. Operación.

EJERCICIOS….!!!!


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MEDICION ESTATICA


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CALIBRACION DE EQUIPO DEINSPECCION

Verificar las cintas de calibración antes de cada uso y

INFORMACION GENERAL


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y

verificar que estén en buen estado. Realizar verificación a la cinta de campo y a los

termómetros.

Todas las cintas de trabajo debe verificarse antes decada uso inicial y por lo menos una vez cada año. Estose hace por comparación frente a una cinta master,utilizando el método horizontal o vertical, de acuerdo al

API MPMS Capitulo 3.1 A. Todas las cintas de trabajo deben verificarse antes de

cada uso para determinar que sean legibles y esténlibres de anillos, curvaturas o empalmes.


Existen dos métodos para la calibración de cinta:


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1. Procedimiento por el método de comparaciónhorizontal con una cinta Master.

2. Procedimiento por el método de comparación

vertical con una cinta Master.


Procedimiento de comparación de una cinta horizontal

El método de comparación horizontal se lleva a cabo


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siguiendo el siguiente procedimiento:


El método de comparación horizontal se lleva a cabosiguiendo el siguiente procedimiento


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- El equipo consta de los siguientes elementos:

- Plataforma con sujetador para cinta y plomada.

- Escuadra.

- Escala de acero ( en milímetros) soportada en untablero.

- Dos tensiómetros.

- Dos tensores roscados para permitir tensionamiento.

- Enganche giratorio.




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- La cinta de trabajo y la cinta master deben estar libres detorceduras, dobleces y uniones.

- Se confirma el certificado y el número de serie de la cintamaster.

- La plomada y la cinta se comparan directamente, a lo largo desus respectivas extensiones, haciendo que tanto la cinta detrabajo como la cinta master vayan fijadas a suscorrespondientes plomadas.

- Se lleva a cabo el chequeo de la cinta y la plomada por daños,

números repetidos o ilegibles, enroscaduras, plomadasdesgastadas.

- El tensiómetro utilizado debe tener una exactitud de +/- 0.1 Psi.


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- Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivostensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados. Estosúltimos se fijan a un soporte.

- Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas queden

completamente extendidas.- Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras de

presión, las cuales se observan en los dos tensiómetros.

- Igual tensión a ambas cintas, es más importante que lacantidad de tensión aplicada.





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- Se ajustan las cintas, a la escala milimétrica y al tablero,de tal manera que estén exactamente paralelas en elprimer punto de prueba.

- Se registra el espacio entre las dos cintas para que el

espacio en los otros puntos de prueba sea el mismo.- Se rechequean las presiones en los tensiómetros y se

ajustan, si es necesario antes de tomar las lecturas.

- No se deben mover o alterar las cintas o la escala

milimétrica durante las operaciones.

- Se ajustan las cintas, a la escala milimétrica y al tablero,de tal manera que estén exactamente paralelas en elprimer punto de prueba.

- Se registra el espacio entre las dos cintas para que el

espacio en los otros puntos de prueba sea el mismo.- Se rechequean las presiones en los tensiómetros y seajustan, si es necesario antes de tomar las lecturas.

- No se deben mover o alterar las cintas o la escala

milimétrica durante las operaciones.




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- Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivostensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados.Estos últimos se fijan a un soporte.

- Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas

queden completamente extendidas.- Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras

de presión, las cuales se observan en los dostensiómetros.

- Igual tensión a ambas cintas es más importante que lacantidad de tensión aplicada.




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- Mueva la escala en unos pocos milímetros en ambasdirecciones y repita la rutina de medición detallada antes.

- Registre estas lecturas como la segunda prueba.

- Repita la rutina de medición de nuevo y registre laslecturas como la tercera prueba.

- Libere la tensión en ambas cintas y repita la tensión aambas cintas.




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- Calcule la longitud real de la cinta de trabajo en elpunto de prueba usando la siguiente ecuación:

L= S + K* [ (Sumatoria B- Sumatoria A)/3]

L= S + (K/3) * (Sumatoria B-Sumatoria A)Donde: L= Longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba.S= Longitud certificada de la Cinta Patrón en el punto de prueba.K=Factor de conversión: Unidades de la Cinta/ unidades de la escala;K= 0.001m / mm

K/3= 0.00033333 (Este factor se usa para las tres lecturas). Sumatoria de A= Suma de laslecturas de la escala para

la cinta Patrón.Sumatoria de B= Suma de las lecturas de la escala para la cinta de trabajo.




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- Cuatro puntos de prueba se deben comparar en cadacinta.

- Se verifica la longitud total, más tres puntos adicionalesa lo largo de ellas.

- Las variaciones en las cintas usadas para transferenciasde custodia deben estar dentro de los siguientes límites:




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Longitud de la cinta Exactitud

8 Metros-25 Pies 0 mm-1/32” - 0.0025 Pies - 0.01 %

15 Metros-50 Pies 1.5 mm-1/6” - 0.005 Pies - 0.01%

20 Metros-66 Pies 2.0 mm-5/64” - 0.0066 Pies - 0.01%

23 Metros-75 Pies 2.3 mm –3/32”- 0.0075 Pies - 0.01%

30 Metros-100 Pies 3.0 mm- 1/8 - 0.01 Pies - 0.01%



Calcule y registre B-A para cada prueba. Entonces registre el rango R


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de Valores (Del más alto al más bajo), por ejemplo:Longitud certificada de la Cinta Master (S) = 100.001 ft.

Lectura A Lectura B (B-A)Rango(R)

Prueba 1: 25.5 mm 28.0 mm 2.5mmPrueba 2: 27.0 mm 29.0 mm 2.0mm 1mmPrueba 3: 29.0 mm 32.0 mm 3.0mm

Sumatoria de A=81.5 mmSumatoria de B=89.0 mm

L= S+ 0.0010936* (Suma B-Suma A) = 100.0092 ft.


El método de comparación vertical se lleva a cabosiguiendo el siguiente procedimiento

- Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintas


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j pasegurándose que el incremento de la medida de las cintas estéseparada por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por lasplomadas.

- Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismoprocedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba senecesita en este método.

- La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdadera

longitud de la cinta de trabajo.



- La comparación de la cinta master con la cinta de trabajo puede ser


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p j prealizada en posición vertical. Ambas cintas deberán sujetarse encondiciones similares a aquellas normales de operación.

- Suspenda ambas cintas del lado de un tanque o de otro sitio en

donde las cintas puedan colocarse por lado y lado.

- El sitio seleccionado debe estar libre de viento, ya que podríadescalibrar la cinta con el movimiento.

- Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintasasegurándose que el incremento de la medida de las cintas estéseparado por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por lasplomadas.




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- Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismoprocedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba senecesita en este método.

- La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdaderalongitud de la cinta de trabajo.


Verificación de la Exactitud de TermómetroElectrónico Portátil


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Procedimiento en laboratorio.Una vez por año . Compare los termómetros y realice de tres lecturas,a tres o más temperaturas, utilizando un termómetro máster certificado.La variación debe estar +/-0.5ºF en cada temperatura.

Registre los termómetros, el numero de serie y todos los otros datosrequeridos en el registro de calibración de equipos.


Verificación de la Exactitud de TermómetroElectrónico Portátil


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Procedimiento en laboratorio.Una vez cada mes. Compare las lecturas de los termómetros a 5 ºFdebajo de la posible lectura más

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