API 5.8 Medicion de Hidrocarburos liquidos mediante medidores de flujo ultrasonicos.pdf

Manual de Estándares de Medición de Petróleo Capítulo 5.8 Medición de los Hidrocarburos Líquidos mediante Medidores de Flujo Ultrasónicos ANSI/API ANSI/API MPMS MPMS 5.8-2 5.8-2011 011 SEGUNDA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2011 INCLUYE ERRATA, FEBRERO 2014 Esta traducción no remplaza ni substituye la versión en inglés la cual permanece como la norma oficial. Puede existir una versión en inglés más reciente. API no será responsable por ninguna discrepancia o interpretación de esta traducción. This translated version shall neither replace nor supersede the English-language version, which remains the official standard. A newer version of the English-language standard may be available. API shall not be responsible for any discrepancies or interpretations of this translation.

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Prólogo Ninguna información contenida en las publicaciones del API debe interpretarse como el otorgamiento de ningún derecho, por implicación u otros motivos, para la fabricación, la venta o el uso de ningún método, aparato o producto respaldados por patentes de invención. Tampoco debería interpretarse el contenido de esta publicación como el aseguramiento de ninguna persona contra la violación de las patentes de invención. Este documento se creó siguiendo los procedimientos de estandarización del API que aseguran una notificación y una participación adecuadas ade cuadas en el proceso de desarrollo, y es considerado un estándar del API. Las preguntas relacionadas con la interpretación del contenido de esta publicación o los comentarios y las preguntas relacionados con los procedimientos según los cuales se desarrolló esta publicación deberían dirigirse por escrito al Director of Standards, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. Las solicitudes de autorización para la reproducción o la traducción total o parcial del material aquí publicado también deberían dirigirse al Director. Generalmente, los estándares del API se repasan, se revis an, se reafirman o se eliminan como mínimo cada cinco años. Puede agregarse una extensión de hasta dos años a este ciclo de repaso. El estado de la publicación se puede consultar llamando al Departamento de Estándares del API, teléfono (202) 682-8000. Anualmente Anualmente el API publica un catálogo de publicaciones publicaciones y materiales materiales del API, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. Se aceptan revisiones y sugerencias, y deberían enviarse a Standards Department, API, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005, [email protected].

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CONTENIDO Página 1

Alcance Alcan ce ......................... ............ .......................... .......................... ......................... ......................... .......................... ......................... ......................... ............................. ............................ ...................... .......... 1 1.1 General ...................... ................................. ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ..................... ...................... ....................... ...........1 1.2 Campo de Aplicación ...................... ................................. ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ...................... ..........1

2

Referencias Normativas ....................... .................................. ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...............1

3

Términos y Definiciones ...................... ................................. ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...............2

4

Consideraciones de Diseño ...................... ................................. ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ..................... ................... ........3

5

Flujo Bidireccional ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ..................... ..................... ....................... ..............4

6

Selección de un Medidor y del Equipo Auxiliar ....................... .................................. ....................... ....................... ....................... ...................... ..................... ...........5

7

Instalación ...................... ................................. ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...............5 7.1 General ...................... ................................. ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ..................... ...................... ....................... ...........5 7.2 Acondicionamiento de Flujo Fluj o ............... .......................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................... ................. ........6 7.3 Válvulas............................ ....................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ..................... .................... ................. ......6 7.4 Electrónica ...................... ................................. ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... ..................... .................... ...................... ................. ......6 7.5 Electricidad ....................... .................................. ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... .................... ..................... ....................... ............... ....7

8

Rendimiento del Medidor ..................... ................................. ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... ............7

9

Precisión y Repetitividad de las Pruebas ..................... ................................. ....................... ...................... ...................... ...................... ..................... ...................... ............7

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Funcionamiento y Mantenimiento ...................... ................................. ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ..................... .................. ........8 10.1 Configuración del Sistema ...................... .................................. ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ..................... ...................... ................ 8 10.2 Hardware ...................... ................................. ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ...................... ................. ......8 10.3 Funcionamiento de los Sistemas de Medición ................... ............................... ....................... ....................... ....................... ...................... .................. .......9 10.4 Configuración del Tiempo de Respuesta del UFM ..................... ................................ ....................... ....................... ...................... .................... .........9 10.5 Conteo de Pulsos ....................... .................................. ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... .................... .................... ................. ...... 9 10.6 Métodos de Control del Factor de Corrección ..................... ................................ ...................... ....................... ....................... ...................... .................. .......9 10.7 Restablecimiento del Medidor ....................... .................................. ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..................... .............. ....10

11

Requisitos para Auditoría e Informes ....................... .................................. ....................... ....................... ....................... ....................... ..................... ...................... ..............10 11.1 General ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ..................... ...................... ..................... .........10 11.2 Parámetros de Configuración y Ajustes del UFM ...................... .................................. ....................... ...................... ....................... ................... .......10 11.3 Alarma, Registros de Eventos ............. ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... .............. ...10

12

Diagnóstico ........................... ....................................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................... ..................... ....................... ................ .....10

13

Seguridad y Acceso del UFM ....................... ................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..................... ...................... ..............12

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M ANUAL DE ESTÁNDARES DE MEDICIÓN DEL PETRÓLEO DEL API. C APÍTULO 5: MEDICIÓN

IV

Anexo A (informativo) Principio de Medición del UFM ..................................................................................... 13 Anexo B (informativo) Verificación y Validación del Rendimiento del Medidor ............................................... 15 Anexo C (informativo Pulsos de Flujo Producidos y su Impacto en el Proceso de Prueba............................ 18 Anexo D (informativo) Curva de Rendimiento del Número Reynolds ............................................................. 19 Bibliografía ......................................................................................................................................................... 24 Figuras

1 2 A.1 D.1 D.2 D.3 D.4 D.5 D.6

Elementos Típicos de la Instalación de un UFM ....................................................................................... 3 Componentes Principales del UFM............................................................................................................ 8 Método de Tiempo de Tránsito del UFM ................................................................................................. 14 Perfil de Flujo y Capa de Límite ............................................................................................................... 19 Aumento del Espesor de la Capa de Límite con la Reducción del Número Reynolds .......................... 20 Espesor de la Capa de Límite Constante con los Números Reynolds Constantes ............................... 21 Factor del Medidor vs. Caudal – 3 Petróleo ............................................................................................ 22 Factor del Medidor vs. Número Reynolds ............................................................................................... 22 Factor del Medidor vs. Número Reynolds – Caracterización.................................................................. 23

Tablas

B.1 Prueba de un Medidor de Flujo Ultrasónico ............................................................................................ 16

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Introducción Este documento describe los métodos para la instalación y el funcionamiento de los Medidores de Flujo Ultrasónicos (UFM) cuando se utilizan para medir hidrocarburos líquidos. Los medidores ultrasónicos son medidores de inferencia que derivan caudal líquido midiendo los tiempos de transición de pulsos del sonido de alta frecuencia. Los tiempos de transición se miden a partir de los pulsos de sonido que se desplazan diagonalmente a través de la tubería, corriente abajo en sentido del flujo y corriente arriba, en sentido opuesto al flujo del líquido. La diferencia en estos tiempos de transición está relacionada con la velocidad de líquido promedio junto con los trayectos acústicos múltiples. Luego, se utilizan técnicas de cálculo numérico para computar la velocidad promedio del flujo axial de líquido y la tasa de flujo del volumen del líquido en las condiciones de la línea a través del medidor. Consulte el Anexo A para obtener detalles adicionales.

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Medición de los Hidrocarburos Líquidos mediante Medidores de Flujo Ultrasónicos 1 1.1

Alcance General

Este documento define el criterio de aplicación de los UFM y aborda las consideraciones apropiadas en relación con los líquidos que se van a medir. Este documento aborda la instalación, el funcionamiento y el mantenimiento de los UFM en el servicio de hidrocarburos líquidos. 1.2

Campo de Aplicación

El campo de aplicación de este estándar es la medición dinámica de hidrocarburos líquidos. Mientras que este documento está escrito específicamente para la medición de transferencia de custodia, otras aplicaciones aceptables pueden incluir la medición de cuotas de producción, la medición de control del medidor y la medición de detección de fugas. Este documento solamente se aplica a medidores de flujo ultrasónicos de paso múltiple con conjuntos de transductores acústicos anexados permanentemente.

2

Referencias Normativas

Los siguientes documentos a los que se hace referencia son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias fechadas, solo la edición citada es pertinente. En el caso de las referencias no fechadas, la última edición del documento al que se hace referencia (incluidas sus modificaciones) es pertinente. Capítulo 4.5 del MPMS del API, Probadores de Medidor Maestro Capítulo 4.8 del MPMS del API, Funcionamiento de los Sistemas Probadores Capítulo 6.1 del MPMS, Sistemas Automáticos de Arrendamiento de Transferencia de Custodia (LACT) Capítulo 6.2 del MPMS del API, Sistemas de Medición de Carga Capítulo 6.4 del MPMS del API, Sistemas de Medición para Instalaciones de Abastecimiento de Combustible para Aviación

Capítulo 6.5 del MPMS del API, Sistemas de Medición para Carga y Descarga de Buques de Carga Marítima a Granel

Capítulo 6.6 del MPMS del API, Sistemas de Medición de Ductos Capítulo 6.7 del MPMS del API, Medición de Hidrocarburos Viscosos Capítulo 13.1-1985 del MPMS del API, Conceptos y Procedimientos Estadísticos en la Medición Capítulo 21.2 del MPMS del API, Medición Electrónica de Volumen Líquido utilizando Medidores de Desplazamiento Positivo y de Turbina

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Términos y Definiciones

Para este documento, se utilizan las siguientes definiciones. 3.1 trayecto acústico

El trayecto que siguen las señales acústicas a medida que se propagan a través de la sección de medición entre los elementos del transductor acústico. 3.2 transductor acústico

Un componente que produce ya sea una salida acústica en respuesta a un estímulo eléctrico o una salida eléctrica en respuesta a un estímulo acústico. 3.3 velocidad de flujo axial

El componente de la velocidad de flujo líquido a un punto en la sección de medición que es paralelo al eje de la sección de medición y en la dirección del flujo que se está midiendo. 3.4 elemento de acondicionamiento de flujo

Un dispositivo utilizado para reducir las distorsiones por remolinos y velocidad. 3.5 Factor K

pulsos por volumen de unidad. 3.6 puente de medición

La sección de tubería que incluye la sección de acondicionamiento de flujo corriente arriba, el medidor de flujo y la sección de flujo corriente abajo. 3.7 conteo de pulsos

Conteo realizado en la SPU (unidad de procesamiento de señales) para que el medidor produzca una serie de pulsos proporcional al volumen. 3.8 SPU unidad de procesamiento de señales

El sistema electrónico, incluidas las fuentes de alimentación, la microcomputadora, los componentes de procesamiento de la señal y los circuitos de excitación del transductor acústico ultrasónico, puede alojarse en uno o más recintos montados localmente o de manera remota con el medidor. 3.9 tiempo de tránsito

Medición del intervalo de tiempo asociado con la transmisión y la recepción de una señal acústica entre transductores acústicos. 3.10 UFM

medidor de flujo ultrasónico

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SECCIÓN 8—MEDICIÓN DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS MEDIANTE MEDIDORES DE FLUJO ULTRASÓNICOS

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Consideraciones de Diseño

El diseño de la corrida de un Medidor de Flujo Ultrasónico (UFM) debe tener en cuenta las siguientes consideraciones. 4.1

El diseño del puente de medición debe considerar los caudales mínimos y máximos del usuario, el número Reynolds, las temperaturas y las presiones. De manera adicional, debe considerar las siguientes propiedades físicas: viscosidad, densidad relativa, presión de vapor y corrosividad. Se prefiere el funcionamiento dentro del rango de flujo lineal del UFM basado en la aplicación específica. 4.1.1

Se deben instalar dispositivos de temperatura, pozos térmicos de prueba de temperatura, dispositivos de detección de presión y densidad para representar de manera precisa las condiciones de medición actual. La ubicación preferida se encuentra corriente abajo del puente de medición (consulte la Figura 1). 4.1.2

Los UFM de tiempo de tránsito típicamente no requieren el uso de filtros, puesto que estos no tienen piezas mecánicas móviles que puedan verse afectadas de manera adversa por la suciedad. Se pueden requerir filtros para proteger el equipo asociado, incluidos los probadores o las bombas del medidor, o para proporcionar un medio de mantener libres de suciedad a los acondicionadores de flujo. 4.1.3

Si hay aire o vapor presentes en la corriente del flujo, se proporcionarán eliminadores para minimizar los errores de medición (consulte la Figura 1). 4.1.4

Figura 1—Elementos Típicos de la Instalación de un UFM El diseño del puente de medición debe asegurar que cada medidor esté lleno de líquido en todas las condiciones de funcionamiento. Se debe evitar la colocación de los medidores en puntos altos del sistema. Los UFM se pueden instalar en cualquier posición o plano. Sin embargo, se debe tener cuidado para asegurar que los transductores acústicos no estén ubicados en la parte superior o inferior para minimizar los 4.1.5

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efectos del aire o de los sedimentos. La orientación de la instalación del medidor debería estar de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. 4.1.6 En el caso de que haya puentes de medición múltiples, consulte el Capítulo 6 (todas las secciones) del MPMS para conocer las consideraciones de diseño del sistema del medidor.

Se deben seguir los pasos necesarios para minimizar la cantidad de agua en el fluido que se está midiendo. Según el régimen de flujo, las propiedades acústicas del petróleo, el tamaño y la distribución de la gota de agua, y la cantidad de agua, los UFM pueden perder precisión porque los trayectos pueden volverse inoperables. Debido al número de variables posibles, no se puede dar una limitación de porcentaje de agua específica. Consulte al fabricante del UFM para obtener directrices acerca de este límite. Los diagnósticos del medidor pueden ser útiles para comprender el rendimiento del medidor. Consulte la Sección 12. 4.1.7

El diseño debe cumplir con todas las regulaciones y los códigos aplicables.

4.1.8

Los medidores deben estar protegidos correctamente contra la presión excesiva mediante el uso adecuado de dispositivos de liberación de presión. Este tipo de protección puede requerir la instalación de tanques de control de flujo, cámaras de expansión, válvulas de limitación de presión, válvulas de liberación de presión u otros dispositivos protectores. 4.1.9

La presión de funcionamiento en el puente de medición debe mantenerse suficientemente por encima de la presión del vapor. 4.1.10

Se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular la contrapresión mínima.

4.2

Consulte al fabricante del medidor acerca de la caída de presión máxima para determinar la contrapresión total requerida en la Ecuación 1. P b ≥ 2 ∆ p + 1.25 p e

(1)

donde P b ∆ p

pe

es la contrapresión mínima, libras por pulgada cuadrada en el medidor (PSIG); es la caída de presión a lo largo del puente de medición; es la presión de vapor en equilibrio en las condiciones de funcionamiento, libras por pulgada cuadrada en escala absoluta (PSI).

Para los líquidos con presiones de vapor superiores a la presión atmosférica, una contrapresión superior a 20 psi por encima de la presión de vapor del líquido en las condiciones de funcionamiento es suficiente.

5 5.1

Flujo Bidireccional Si se utiliza el medidor en un flujo bidireccional:

— ambas entradas del medidor se ajustarán a los requisitos corriente arriba; — se determinará un factor del medidor para cada dirección. Si se utiliza un medidor más a menudo en una dirección de flujo que en la otra, la temperatura, la presión y/o la instrumentación de densidad se ubicarán corriente abajo del puente de medición en relación con esta dirección. 5.2

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6

5

Selección de un Medidor y del Equipo Auxiliar Se deben tener en cuenta los siguientes elementos.

6.1

La clase y el tipo de conexiones de tuberías y materiales, y las dimensiones del equipo que se va a

6.1.1

utilizar. 6.1.2

Los caudales de funcionamiento mínimo y máximo.

6.1.3

La viscosidad de funcionamiento mínima y máxima de los líquidos que se van a medir.

6.1.4

El número Reynolds de funcionamiento mínimo y máximo. Consulte el Anexo D.

6.1.5

El espacio requerido para la instalación del sistema de medición y del probador.

La caída de presión aceptable a lo largo del puente de medición. A pesar de que la mayoría de los UFM tienen caídas de presión mínimas o nulas, se debería tener en cuenta la caída de presión creada por el elemento de acondicionamiento de flujo. 6.1.6

La metalurgia, los elastómeros, los revestimientos y otros componentes son compatibles con el fluido del proceso. 6.1.7

Los efectos de los contaminantes erosivos o corrosivos en el medidor y la cantidad y el tamaño de los materiales foráneos, incluidas las partículas abrasivas, transportados en la corriente de líquido. 6.1.8

Las temperaturas de proceso y ambiente mínimas y máximas.

6.1.9

Las deposiciones posibles, como la cera, los asfaltenos y otros precipitantes que pueden afectar el rendimiento del UFM. 6.1.10

El tamaño y el tipo de probador y el método de prueba. Los probadores de tubería unidireccionales de pistón con interruptores detectores externos (probadores de volúmenes pequeños) requieren una consideración especial para alcanzar la repetitividad. Consulte el Anexo B. 6.1.11

6.1.12

Mantenimiento, costos y piezas de repuesto necesarios.

6.1.13

Requisitos y aptitud para seguridad, sellado, auditoría y/o informe.

Requisitos de interfaz para comunicar los pulsos del medidor, los diagnósticos y las alarmas a otros dispositivos, según sea necesario. 6.1.14

6.1.15

Requisitos de energía.

6.1.16

Requisitos regulatorios o contractuales.

7 7.1

Instalación General

Se deben seguir los estándares industriales aplicables y las recomendaciones del fabricante cuando se instalen los componentes del puente de medición.

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7.2


Acondicionamiento de Flujo

Es posible que se necesiten elementos de acondicionamiento de flujo diseñados para reducir remolinos o la distorsión de perfiles de velocidad. El diseño asegurará el acondicionamiento apropiado de flujo corriente arriba y corriente abajo del medidor. Típicamente, tramos de tubería recta de 10 diámetros de la misma tubería de longitud con un elemento de acondicionamiento de flujo corriente arriba del medidor y tramos de tubería recta de 5 diámetros de la misma tubería de longitud corriente abajo del medidor brindan un acondicionamiento efectivo, a menos que la experiencia y las recomendaciones del fabricante junto con la investigación sobre el flujo favorezcan el uso de longitudes diferentes (consulte la Figura 1). Se debería prestar atención especial al largo de la sección de acondicionamiento de flujo corriente arriba cuando no se utiliza un elemento de acondicionamiento de flujo. Los tubos colectores y los giros fuera de plano de 90 grados ubicados corriente arriba de la corrida del medidor pueden producir un remolino que afecte el rendimiento del UFM. El diámetro interior de la tubería del puente de medición debe ser igual a la entrada-salida del medidor. Las soldaduras deben alisarse por dentro y todas las juntas deben instalarse para que no sobresalgan hacia el interior de la tubería. Se recomienda utilizar métodos para asegurar una alineación interna adecuada. Los efectos de las diferentes configuraciones de tuberías o de elementos de acondicionamiento de flujo en los requisitos de instalación todavía no han sido totalmente evaluados; por lo tanto, consulte al fabricante para tener en cuenta las consideraciones de diseño. La prueba de repetitividad del medidor, además del factor del medidor derivado, puede verse afectada por el diseño del acondicionador de flujo; incluidos el tipo y la ubicación de los elementos de acondicionamiento de flujo. Por ejemplo, en los casos en los que el medidor no se puede probar inmediatamente después de una intervención en el puente de medición, la posición angular original del acondicionador de flujo debe mantenerse, ya que la experiencia ha demostrado que esto puede afectar el rendimiento del medidor (es decir, el factor del medidor). 7.3 Válvulas

Las válvulas requieren una consideración especial puesto que su ubicación y rendimiento pueden afectar la precisión de la medición. 7.3.1

La ubicación preferida de las válvulas de control de presión o flujo debería ser corriente abajo del puente de medición y de las válvulas de la toma del probador. Las válvulas deberían tener la capacidad de funcionar suavemente para evitar golpes y sobrecargas. 7.3.2

Las válvulas, particularmente aquellas ubicadas entre el medidor y el probador (por ejemplo, las válvulas de diversión, los desagües y los venteos) requieren un cierre a prueba de fugas, que puede obtenerse con una válvula de bloqueo doble y purga con purga indicadora. 7.3.3

7.4 Electrónica

El sistema electrónico de los UFM, incluidas las fuentes de alimentación, la microcomputadora, los componentes de procesamiento de la señal y los circuitos de excitación del transductor acústico ultrasónico, puede alojarse en uno o más recintos montados localmente o de manera remota con respecto al medidor y se denomina Unidad de Procesamiento de Señales (SPU). Debe estar diseñado e instalado para cumplir con las clasificaciones de área peligrosa aplicables. La SPU debe funcionar en las condiciones ambientales especificadas para esta y dentro de los requisitos de rendimiento del medidor.


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7.5 Electricidad

Los sistemas eléctricos deben estar diseñados e instalados para cumplir con las clasificaciones de área peligrosa aplicables. 7.5.1

Los sistemas de transmisión de pulsos/datos deben estar diseñad os para proporcionar una fidelidad y una seguridad apropiadas. Consulte el Cap. 5.5 del MPMS del API. 7.5.2

Los UFM y sus cables de interconexión son susceptibles a la Interferencia Electromagnética (EMI). Puesto que las señales eléctricas de los UFM se encuentran a niveles de energía relativamente bajos, se debe tener cuidado para evitar la interferencia generada por los equipos eléctri cos y el cableado cercano. Los UFM utilizan varios materiales y métodos para proporcionar blindaj e contra la EMI. Las cubiertas para cables, la goma, el plástico y otras piezas expuestas deben ser resistentes a la luz ultravioleta, el aceite y la grasa. 7.5.3

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La protección catódica y los sistemas de conexión a tierra con diseños defectuosos pueden convertirse en fuentes de interferencia potencial con las señales UFM. 7.5.4

Se debe proporcionar una fuente de alimentación regulada ininterrumpible (UPS) para el funcionamiento continuo del medidor. 7.5.5

8

Rendimiento del Medidor

El factor del medidor se debe determinar probando el medidor en condiciones de funcionamiento estables (es decir, con caudal, densidad, viscosidad, temperatura y presión esencialmente constantes). El Cap. 4.8 del MPMS del API puede proporcionar directrices sobre esta área. Normalmente, los usuarios determinan los límites de desviación aceptables de estas condiciones de funcionamiento. 8.1

La calibración es, fundamentalmente, una función de requisitos regulatorios y contractuales y de procedimientos típicamente estándar de operación de la empresa. Las condiciones de calibración deben ser tan cercanas a las condiciones de medición actuales como resulte práctico. El propósito esencial de la prueba es confirmar el rendimiento del medidor en condiciones de funcionamiento normales. La mayoría de los UFM proporcionan un medio de ajuste para los cambios en la geometría del medidor producidos por los cambios en la temperatura del cuerpo. Al utilizar esta característica, la reprueba que debe realizarse por los cambios de temperatura puede reducirse o eliminarse. A menudo, surgen preguntas con relación a las diferencias entre la prueba o la calibración de un medidor en un laboratorio (banco) o in situ (en campo). Estas dos ubicaciones de prueba pueden producir diferentes resultados y no necesariamente se pueden intercambiar sin que se incurra en un error de medición. 8.2

La prueba in situ normalmente se prefiere porque verifica la precisión del medidor en las condiciones de funcionamiento actuales. Las condiciones de funcionamiento pueden afectar la precisión y la repetitividad de un medidor. La prueba in situ en condiciones de funcionamiento estables compensa las variaciones en el rendimiento producidas por el caudal, la viscosidad, la densidad, la temperatura, la presión, además de las condiciones de flujo, las configuraciones de la tubería y los contaminantes. 8.2.1

Normalmente, la prueba de laboratorio no se prefiere porque es posible que las condiciones de laboratorio no puedan replicar las condiciones de la tubería y de funcionamiento. Si bien hay más variaciones de medición asociadas con la prueba de laboratorio, en algunas condiciones puede resultar la mejor alternativa. 8.2.2

9

Precisión y Repetitividad de las Pruebas

La precisión de la calibración puede ser afectada por el retardo en los pulsos de flujo producidos por un UFM. Estos pulsos de flujo producidos con retardo pueden conducir a un error sistemático en el factor del medidor calculado dependiendo de la magnitud del cambio en el caudal que se produce durante la corrida de prueba y la duración de esta. Este problema potencial se explica detalladamente en el Anexo C. 9.1


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8


Se puede aplicar la calibración por medidor maestro de un medidor ultrasónico según el Cap. 4.5 del MPMS del API, siempre que la variación adicional de la incertidumbre típicamente asociada con la calibración por medidor maestro sea aceptable para las partes involucradas. La repetitividad de la corrida de calibración se utiliza como indicación de si los resultados de la calibración son válidos. 9.2

9.2.1 Algunos UFM pueden producir una salida de pulso no uniforme, que puede exhibir un rango amplio de

repetitividad cuando se prueban. Consulte el Anexo B para obtener una explicación detallada. Se debería tener en cuenta que la repetitividad de la corrida de calibración podría no caier dentro del rango de repetitividad de 0,05 % en 5 corridas. Sin embargo, las corridas de calibración deben repetirse dentro de las directrices del Cap. 4.8 del MPMS del API 9.2.2

10 10.1

Funcionamiento y Mantenimiento Configuración del Sistema

Las configuraciones del UFM pueden ser exclusivas de las aplicaciones específicas. Antes de que se ponga el medidor en servicio, asegúrese de que el medidor esté instalado en la ubicación y en la aplicación de medición correctas. Compruebe que los parámetros y los ajustes de configuración estén de acuerdo con la documentación del fabricante. ` , , ` ` ` , , , , ` ` ` ` ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

10.2

Hardware

Cuando se instalan varios medidores, se debe tener cuidado para hacer coincidir la SPU correcta con el cuerpo del medidor correcto. La SPU contiene información de fábrica exclusiva para cada cuerpo de medidor, como datos dimensionales, longitudes de los trayectos del transductor acústico, datos del rendimiento, etc. (consulte la Figura 2).

Figura 2—Componentes Principales del UFM


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10.3

9

Funcionamiento de los Sistemas de Medición

Los UFM deben utilizarse dentro de las condiciones de operación, las propiedades de fluido y el rango de caudal especificados por el fabricante. 10.4

Configuración del Tiempo de Respuesta del UFM

Para minimizar los errores sistemáticos en el factor del medidor en los que se puede incurrir durante la prueba, es importante que el tren de pulsos de la SPU responda tan rápidamente como sea posible a los cambios en el caudal. La SPU puede proporcionar ajustes de configuración que se pueden usar para ajustar la sensibilidad a los cambios en el caudal. Estos ajustes de configuración varían entre los fabricantes, pero típicamente se clasifican en las siguientes tres categorías. a) Intervalo de muestreo: el período de tiempo entre las muestras del caudal. b) Número de muestras: el número de muestras ultrasónicas procesadas para cada actualización de medición de caudal. c) Ajuste de salida de pulso: cantidad de moderación o de filtrado de las mediciones de flujo que producen la señal de salida del pulso. NOTA No todos los fabricantes proporcionan los elementos a), b), y c).

Se recomienda que un elemento a o un elemento b se configure al mínimo, según lo recomendado por el fabricante. El elemento c de arriba debería configurarse en cero o en mínimo, según lo recomendado por el fabricante. Cuando se realicen cambios que afecten la velocidad de respuesta a los cambios en el caudal, es decir al modificar la tasa de muestra, el período de tiempo de muestra, la filtración o la modulación de salida del pulso, el UFM se volverá a calibrar. 10.5

Conteo de Pulsos

La SPU calcula un caudal y determina una tasa de salida de pulsos apropiado para representar ese caudal. La relación entre la tasa de salida de pulsos y el caudal se puede configurar en la SPU. El conteo de pulsos relaciona los pulsos con el volumen medido y se puede usar para igualar una frecuencia de salida de pulsos a un caudal dado, o se puede usar para definir el número de pulsos que enviará el UFM por volumen medido. Cuando configure el conteo de pulsos, la frecuencia de salida de pulsos no debería exceder el 90 % de la frecuencia de entrada máxima permisible del equipo auxiliar que recibe la señal del pulso. 10.6

Métodos de Control del Factor de Corrección

Existen varios métodos para aplicar el factor del medidor para indicar la cantidad actual medida a través del medidor. El ajuste de la cantidad indicada a la cantidad actual se puede hacer variando el factor del medidor o factor K. Estos factores pueden residir ya sea en la SPU del UFM o en el equipo auxiliar, o se pueden aplicar manualmente. El método preferido es aplicar un factor del medidor en el equipo auxiliar debido a su capacidad de registro de auditoría. Es importante que el método se leccionado se use de manera consistente. El fabricante calibra un UFM para determinar uno o más coeficientes de calibración que se introducen en la SPU del UFM. Estos coeficientes, a pesar de que son ajustables, deberían permanecer sin modificarse. Cualquier factor que se cambie que pueda afectar las cantidades medidas por el medidor se debe retener en el registro de auditoría. En las aplicaciones en las que el caudal varía durante el funcionamiento normal, puede ser deseable que se determinen los factores del medidor a través de un rango de caudales. Los factores del medidor luego se pueden usar para linealizar la salida del UFM en caudales variables. Si el


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medidor se utiliza para medir flujo bidireccional, se debería desarrollar un factor del medidor para cada dirección. Si el conteo de pulsos se cambia, será necesario volver a calibrar el medidor. 10.7

Restablecimiento del Medidor

El restablecimiento de un UFM es un procedimiento que involucra el control de la salida mientras que el medidor se bloquea. En estas condiciones, y si la salida del medidor no indica flujo cero, se seguirá el procedimiento de restablecimiento del fabricante. Siempre que se restablezca el medidor, será necesario volver a calibrarlo. Normalmente, un UFM no requiere restablecimiento manual. Sin embargo, los cambios o el reemplazo de los transductores acústicos, los cables electrónicos o los cables del transductor acústico requerirán que el cero del medidor se controle y, si es necesario, que se sigan los procedimientos de restablecimiento. En todo caso, los cambios o el reemplazo de los transductores acústicos, los cables electrónicos o los cables del transductor acústico requerirán que el cero del medidor se controle y, si es necesario, que se sigan los procedimientos de restablecimiento.

11

Requerimientos de Auditoría e Informe

11.1 General

El capítulo 21.2 del MPMS del API aborda detalladamente los requisitos de auditoría e informe de una Medición Electrónica de Líquido (ELM) genérica. Los requerimientos de auditoría de un sistema ELM utilizando un UFM son similares, excepto por la adición de parámetros específicos de configuración y ajuste contenidos en la SPU, que deben ser verificables y asegurables. 11.2

Parámetros de Configuración y Ajustes del UFM

El fabricante del UFM debe proporcionar la capacidad para identificar componentes UFM primarios y documentar los parámetros y los ajustes de configuración del medidor que afectan la salida del medidor de flujo. Durante la instalación inicial, la configuración de firmware/software del medidor debería documentarse y rastrearse por cuestiones de validación. Un cambio en la suma de verificación, por ejemplo, indicaría un cambio en la configuración del medidor y, probablemente, en el rendimiento de este. Un UFM proporcionará un registro de auditoría de los parámetros y los ajustes de configuración del medidor que afectan la salida del medidor. 11.3

Alarma, Registros de Eventos

No existen requisitos especiales para la alarma, los registros de eventos y de errores para los sistemas ELM que utilizan un UFM diferentes a los especificados en el Capítulo 21.2 del MPMS del API.

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Diagnóstico

Algunos parámetros se pueden monitorear sobre la base de la aplicación especificada. Muchos de esos parámetros se monitorean dentro del UFM y, cuando esos parámetros caen fuera de los límites predeterminados, se generará una alarma de diagnó stico. En la mayoría de los casos, el proceso de solución de problemas requerirá la evaluación de más de uno de los parámetros de abajo. La utilización de varios métodos, como gráficos de tendencias, puede ayudar a comprender el estado de rendimiento del UFM a lo


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largo del tiempo y cómo esos parámetros se comparan con la configuración original de fábrica y las condiciones de inicio en el sitio. Sin embargo, el proceso de solución de problemas requerirá la evaluación combinada de estos parámetros de diagnóstico y de las condiciones de funcionamiento del proceso. Los parámetros de abajo son típicos de aquellos a los que se puede acceder a través de una interfaz de datos seriales, u otros medios. — Ganancia La ganancia es una medida de la cantidad de amplificación requerida para alcanzar la amplitud de señal deseada para el procesamiento. Una ganancia alta indica una atenuación más grande de la señal. Una ganancia alta puede ser causada por la presencia de sólidos o gas en el líquido, alta viscosidad, mezclas de agua e hidrocarburos y, posiblemente, un transductor acústico deteriorado, por nombrar algunos casos. Cuando la ganancia alcanza la máxima amplificación (saturación), esto indica que no se está transmitiendo ninguna señal y que se generará una alarma de diagnóstico. —

Relación de Señal y Ruido (SNR)

La relación de señal y ruido útil vista por cada transductor acústico a lo largo del trayecto acústico de un UFM. Una SNR alta es beneficiosa para una buena medición. Una SNR baja puede indicar un posible problema en el transductor acústico o una condición del proceso. Una baja señal SNR puede ser una intensidad de señal normal y un alto ruido producido por un cableado inadecuado o una interferencia eléctrica, por nombrar algunos casos. Por otra parte, una SNR baja puede ser una intensidad de señal baja causada por la presencia de sólidos o gas en el líquido, alta viscosidad y una mezcla de agua e hidrocarburos, por nombrar algunos casos. —

Relación de Velocidad de Trayecto

La relación de una velocidad de trayecto individual con la velocidad axial de flujo promedio. Al comparar estas relaciones de velocidad de trayecto, se pueden determinar cambios en el perfil de flujo. Los perfiles asimétricos pueden indicar alteraciones en el flujo, como remolinos en la corriente del flujo, que pueden ser causados por condiciones, como suciedad en el colador o en el acondicionador de flujo. —

Velocidad de Sonido a lo Largo de Cada Trayecto Acústico

Se conocen las distancias entre los transductores acústicos (trayecto de la señal ) y, por lo tanto, al saber cuánto tarda la señal en cruzar esa distancia, se puede realizar una medición de velocidad del sonido. Los rangos de velocidad de sonido aproximada para algunos líquidos se muestran abajo: — agua = 4850 pies/s; — agua de mar = 4995 pies/s; — salmuera = de 5740 pies/s a 6000 pies/s; — productos refinados = de 2000 pies/s a 4600 pies/s (incluye NGL); — petróleo crudo = de 4400 pies/s a 5000 pies/s; — propano = de 2000 pies/s a 2500 pies/s; — isobutano = de 2200 pies/s a 2800 pies/s; — butano normal = de 3100 pies/s a 3700 pies/s;


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Al conocer la velocidad del sonido y compararla con lo que está determinado por el medidor, la velocidad del sonido en cada trayecto debería ser similar, lo que indicaría una corriente de producto consistente. Los trayectos que muestran un cambio en la velocidad del sonido pued en indicar un cambio de producto en la corriente. Una variación en la velocidad de sonido, desde la parte superior hasta la parte in ferior del medidor, puede ser un indicador de un gradiente de densidad. —

Turbulencia en la Corriente del Flujo (desviación estándar de las velocidades del trayecto)

La estabilidad de la velocidad de flujo a lo largo de cada trayecto es una indicación de la intensidad de la turbulencia dentro de la corriente del flujo. Cierta turbulencia es normal debid o a los efectos de la fricción sobre la capa de límite (típicamente del 2 % al 4 %). Los niveles altos de turbulencia pueden indicar bloqueos parciales de los acondicionadores de flujo, cambios en la aspereza de la pared de la tubería y juntas que sobresalen, por nombrar algunos casos. —

Porcentaje de Mediciones Aceptadas para Cada Trayecto Acústico

Una serie de revisiones se realizan para cada trayecto acústico a fin de determinar si debe usarse para la medición del tiempo de transición. Se informa el número de señales aceptadas utilizado en un conjunto de muestras: —

Indicadores de alarma y de falla

Según el fabricante de UFM, puede haber parámetros adicionales, como los siguientes: — temperatura del carrete; — densidad del fluido; — viscosidad del fluido; — número Reynolds calculado. La comparación de los parámetros de diagnóstico determinados en el laboratorio con los mismos parámetros que se obtienen cuando se realiza la instalación en campo puede ayudar a identificar los efectos de instalación en el campo u otros cambios de parámetros. También se recomienda comparar estos parámetros periódicamente durante las operaciones del medidor.

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Seguridad y Acceso del UFM

Los parámetros y los ajustes de configuración deben asegurarse contra las alteraciones o los cambios no autorizados o no documentados. Esto se puede lograr utilizando contraseñas y sellos o cerraduras a prueba de alteraciones. (Consulte el Cap. 21.2 del MPMS del API).


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Anexo A

(informativo) Principio de Medición del UFM Los medidores ultrasónicos de tiempo de tránsito utiliz an transductores acústicos que pueden enviar y recibir señales acústicas de alta frecuencia. Los transductores acústicos están ubicados de forma tal que las señales acústicas generadas se desplazarán en diagonal a través de la tubería. Los métodos de tiempo de tránsito se basan en la medición de los intervalos de tiempo asociados con la transmisión de señales acústicas en la tubería, en direcciones opuestas. Esta metodología no es comparable con la técnica ultrasónica Doppler, que se basa en la medición del cambio de frecuencia en la energía acústica reflejada. La medición está basada en el hecho de que las señales acústicas que se desplazan en diagonal a lo largo de la tubería en la dirección del flujo (corriente abajo) demorarán menos tiempo en cruzar la tubería que la señal que se desplaza en la dirección opuesta (corriente arriba) en las condiciones de flujo. La diferencia de tiempo entre las dos señales acústicas es proporcional a la velo cidad de flujo promedio a lo largo del trayecto acústico. La señal acústica que se desplaza en la dirección del flujo (corriente abajo) cruza la tubería en el tiempo (consulte la Figura A.1): t A > B

=

L -----------------------c + V cos θ

(A.1)

La señal acústica que se desplaza en la dirección opuesta a la del flujo (corriente arriba) cruza la tubería en el tiempo: t B < A

=

L -----------------------c – V cos θ

(A.2)

donde

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L

es la longitud del trayecto acústico;

c

es la velocidad del sonido en el líquido;

θ

es el ángulo que el trayecto acústico forma con el eje de la tubería;

V

es la velocidad axial promedio en la tubería;

A>B

es la señal acústica que se desplaza desde corriente arriba a corriente abajo;

B>A

es la señal acústica que se desplaza desde corriente abajo a corriente arriba.

La velocidad promedio, por lo tanto, está determinada por lo siguiente: t B > A – t A > B L V = --------------- × ------------------------2 cos θ t A > B × t B > A

(A.3)

Se pueden utilizar varios transductores acústicos para crear trayectos acústicos múltiples (rayos) sobre la sección transversal de la tubería para obtener más información acerca de la distribución de la velocidad de flujo (perfil de flujo).

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Figura A.1—Método de Tiempo de Tránsito del UFM Secuencia Típica de las Operaciones

1) Emisión: La SPU envía una señal eléctrica a los transductores acústicos (cristal piezoeléctrico) que hace que el cristal genere una señal acústica en el fluido. 2) Recepción: La señal acústica atraviesa la tubería y se pone en contacto con un transductor acústico (cristal piezoeléctrico) que vibra en respuesta a la señal acústica y, por lo tanto, genera una señal de salida eléctrica. 3) Conversión: El circuito de recepción de la SPU acepta estas señales eléctricas para procesarlas posteriormente. 4) Tratamiento de la señal: Según el algoritmo del fabricante, la SPU trata estos datos para obtener los valores t A>B y t B>A. 5) Método de tiempo de transición: La SPU utiliza la diferencia entre t A>B y t B>A para calcular la velocidad promedio del fluido a lo largo de los trayectos, utilizando comúnmente el principio de tiempo de transición descripto arriba. 6) Cálculo de tasa de flujo volumétrico: Según el número de trayectos, su geometría y el algoritmo del fabricante, la SPU utiliza los valores de velocidad promedio para determinar la tasa de flujo volumétrico.

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7) Actualización de salida: La SPU repite la medición de velocidad de fluido y produce varios tipos de salida que representan la tasa de flujo volumétrico medida y otros valores medidos o inferidos. Típicamente, estas salidas están sujetas a funciones programables de conteo, promedio y suavizado, según lo que desee el usuario. Las partículas sólidas, las burbujas de gas o las gotas de agua pueden alterar el desplazamiento de la señal acústica a través del fluido que atraviesa la tubería. Las alteraciones típicas son refracción, reflexión, atenuación y distorsión. En estos casos, la medición a lo largo de este trayecto se puede rechazar según el algoritmo del fabricante. Normalmente, los bajos números de las mediciones rechazadas no tendrán impacto en la precisión del medidor de flujo. Pero, por encima de ciertos niveles específicos para cada medidor de flujo, el número de mediciones rechazadas puede tener un impacto en la precisión del medidor de flujo y, en casos extremos, puede detener el funcionamiento del medidor. Las alarmas pueden informar al usuario acerca del estado de las mediciones rechazadas.


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Anexo B

(informativo) Verificación y Validación del Rendimiento del Medidor El campo de flujo turbulento en una tubería es complejo y contiene varios remolinos turbulentos y componentes de velocidad no axiales. Los medidores de turbina y otros dispositivos de medición de flujo mecánicos integran este campo a través de la convergencia mecánica y no son influenciados particularmente por los cambios menores en la estabilidad de flujo. La aceleración del fluido hacia el interior del rotor combinada con la masa del rotor produce una integración mecánica con el campo de flujo. Con los medido res de turbina, por ejemplo, la señal de salida resultante del medidor muestra poco en la forma de dispersión de estos efectos de flujo "instantáneos" debidos a la inercia inherente del elemento de medición. El esparcimiento de los datos, o la variación en la repetitividad de los medidores de turbin a es, normalmente, atribuible a cambios sostenidos en el flujo global o a fuerzas mecánicas e inerciales no lineales que se producen durante los funcionamientos de prueba. Los UFM toman mediciones instantáneas de la velocidad del fluido a lo largo de uno o más trayectos de prueba. Cada trayecto ultrasónico es una línea de muestra que produce diferenciales de tiempo y velocidades subsiguientes como instantáneas en números iguales a la frecuencia de la muestra para el período de muestra. Por ejemplo, a 60 Hz, se computarían 60 mediciones de la tasa de flujo en un segundo. Las variaciones en la velocidad a lo largo de cada trayecto son aleatorias, ya que los remolinos turbulentos y las variaciones en el flujo local que las producen son totalmente aleatorios. Luego, cada muestra variará con relación a la velocidad promedio de un período de muestra dado, y la familia de muestras se distribuirá uniformemente alrededor del promedio. Los UFM no “ven” solamente la velocidad axial global, sino también todos los componentes del flujo, incluidos los remolinos turbulentos que resultan del arrastre y la mezcla del fluido en la tubería. La integración en tiempo real del campo de flujo, incluidos los componentes axiales y no axiales, resulta en una salida con un comportamiento más desordenado y, esencialmente, mayor dispersión de datos. Sin embargo, esta dispersión, al ser aleatoria, se distribuirá de manera pareja alrededor del factor promedio del medidor. La verificación del rendimiento de un UFM no es diferente a la verificación de sistemas mecánicos. Sin embargo, debido a que los UFM utilizan metodología de muestreo, producen un mayor grado de dispersión de datos debido a su capacidad de medir variaciones minúsculas en la velocidad. Los UFM pueden producir rangos de repetitividad más amplios para los probadores existentes diseñados según los estándares de la industria que son típicos para un dispositivo mecánico. Si no se tiene presente la distribución uniforme de los puntos de datos alrededor del factor promedio del medidor, se producirán errores en la evaluación. Un rango que exceda el 0,05 % en 5 pruebas no significa que un UFM está defectuoso o que su factor del medidor no se puede establecer con la variación requerida. La verificación de rendimiento del UFM se puede determinar por los medios convencionales y hasta un nivel consistente con la Tabla A.1 (que se muestra abajo como Tabla B.1) del Cap. 4.8 del MPMS del API. El acercamiento más conservador para lograr este nivel de repetitividad depende de la determinación de un volumen de probador aceptable. Por ejemplo, los medidores de turbina a menudo se pueden probar de manera satisfactoria en 5 pruebas consecutivas hasta un rango de repetitividad de 0.05 %, que demuestra una variación del factor del medidor de ± 0.027 % o mejor a un nivel de confianza del 95 %. Basándose en los datos de campo, los UFM pueden requerir un volumen de probador para alcanzar este mismo nivel de variación del factor del medidor. En el caso de las aplicaciones en las que el uso de un probador de mayor


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tamaño no es viable, se puede aplicar la prueba del medidor maestro de un medidor ultrasónico según el Capítulo 4.5 del MPMS del API. Dado el mayor volumen de probador que se puede necesitar para verificar un UFM con una variación de ± 0.027 %, se estima que pueden ser necesarias más de 5 corridas de prueba para verificar el rendimiento del medidor. La Tabla B.1 proporciona las directrices para obtener esos resultados. Cualquiera de los números de corridas seleccionados de la tabulación de abajo producirá resultados que verifican el rendimiento del medidor con una incertidumbre de ± 0.027 %. En ese sentido, no hay diferencia en un rango de repetitividad de 0.05 % en 5 corridas vs. un rango de 0.12 % en 10 corridas (son iguales). Se recomienda al operador que seleccione el número adecuado de corridas y el rango de repetitividad adecuado para el volumen del probador disponible. De manera alternativa, el operador simplemente puede aumentar el número de corridas de prueba progresivamente hasta que el rango de repetitividad caiga dentro de los límites de la Tabla B.1. La experiencia con los UFM de varios fabricantes que utilizan probadores de bola muestra que la precisión del factor del medidor requerida se alcanza típicamente con menos de 10 a 12 corridas, o con un volumen de probador de 2 a 3 veces superior a los e stándares actuales de la industria para otros tipos de medidores, como las turbinas. Se puede necesitar una mayor cantidad si se utilizan probadores de volumen pequeños. Los probadores de volumen pequeños que crean alteraciones en el flujo pueden crear resultados de prueba no repetitivos. Se debe tener cuidado al seleccionar y utilizar probadores de poco volumen. Tabla B.1—Prueba de un Medidor de Flujo Ultrasónico Repetitividad = ((conteos altos – conteos bajos)/conteos bajos) a

100

Corridas

Repetitividad

Variación

3

0.02 %

± 0.027 %

4

0.03 %

± 0.027 %

5

0.05 %

± 0.027 %

6

0.06 %

± 0.027 %

7

0.08 %

± 0.027 %

8

0.09 %

± 0.027 %

9

0.10 %

± 0.027 %

10

0.12 %

± 0,027 %

11

0.13 %

± 0.027 %

12

0.14 %

± 0.027 %

13

0.15 %

± 0.027 %

14

0.16 %

± 0.027 %

15

0.17 %

± 0.027 %

16

0.18 %

± 0.027 %

17

0.19 %

± 0.027 %

18

0.20 %

± 0.027 %

19

0.21 %

± 0.027 %

20

0.22 %

± 0.027 %

a según la Tabla A-1 del Cap. 4.8 del MPMS del API, para alcanzar la incertidumbre de ± 0.027 % del factor del medidor.


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a ( MF )

=

17

[ t ( 95, n – 1 ) ] [ w( n) ] ---------------------------------------------( n ) ( D(n ) )

donde a(MF)

es la incertidumbre aleatoria del promedio de un conjunto de corridas de prueba del medidor;

t(95, n – 1 )

es el factor de la distribución “t” de Student para un nivel de confianza del 95 % y n – 1 grados de libertad (consulte la Tabla 2 del Cap. 13.1-1985, R2011 del MPMS del API);

w(n)

es el rango de valores (alto menos bajo) en el conjunto de prueba del medidor;

n

es el número de corridas de prueba del medidor;

D(n)

es el factor de conversión del medidor para calcular la desviación estándar para los puntos de datos n (consulte la Tabla 1 del Cap. 13.1-1985, R2011 del MPMS del API).

Ejemplo para 10 corridas: t( 95 , n-1 ) =

2262

w(n)

=

0.0012 (0.12 %)

n

=

10

D(n)

=

3078

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Anexo C

(informativo) Pulsos de Flujo Producidos y su Impacto en el Proceso de Prueba Debido a que el UFM utiliza una metodología de muestreo electrónico para determinar el caudal, el tren de pulsos fabricado obtenido de un UFM en cualquier instante del tiempo representará el flujo (o la cantidad de volumen) que ya se produjo (es decir, los pulsos de flujo fabricados retardan el flujo medido). A fin de optimizar la medición de flujo y adecuar los efectos exclusivos de la instalación, algunos UFM se pueden configurar para procesar un número más grande o más pequeño de muestras de medición y/o retrasar la sensibilidad en la salida de pulsos con filtros electrónicos. Aumentar el número de muestras de medición o retrasar la sensibilidad en la salida de pulso aumentará el retraso de tiempo entre el flujo o el volumen representado por los pulsos fabricados y el actual flujo o el volumen que pasan a través del medidor, en un momento particular en el tiempo. En el funcionamiento normal, el retraso entre los pulsos de flujo y el flujo actual medido tiene poca incidencia en la precisión de la medición, si se ha utilizado el factor del medidor correcto. Sin embargo, durante el proceso de prueba, los pulsos retrasados pueden producir una mala repetitividad entre corrida y corrida, o introducir un error sistemático en el factor del medidor calculado. La mala repetitividad y/o el error sistemático en el factor del medidor pueden resultar de lo siguiente: a) inestabilidad del flujo durante las corridas de la prueba; b) las alteraciones en el flujo que se producen inmediatamente antes de que el desplazador active cualquiera de los interruptores detectores. La prueba del medidor requiere el conteo de pulsos del medidor que representen el volumen actual que pasó entre los interruptores detectores del probador. Cuando se prueba un UFM, algunos de los pulsos contados representan un volumen que ya paso antes de que se activara el interruptor detector. El retraso de tiempo excesivo entre el flujo medido y los pulsos de flujo producidos pueden hacer que el proceso de prueba sea más sensible a los cambios en el caudal que se producen al poco tiempo de que el desplazador pasa por los interruptores detectores. Mientras que el retardo de tiempo entre los pulsos fabricados y el volumen medido actual es constante, la velocidad lineal y el volumen desplazado por el desplazador del probador a medida que este activa cada uno de los interruptores detectores, no es constante si el caudal no es idéntico. Para minimizar cualquier error sistemático en el factor y para obtener el mayor rango posible de resultados de repetitividad, es importante asegurarse de lo siguiente: 1) el caudal permanece constante justo antes del primer detector y a lo largo de cada corrida de prueba; y 2) el retraso de tiempo entre los pulsos fabricados y el flujo medido actual se minimiza según las recomendaciones del fabricante. Debido a que se pueden producir alteraciones de flujo y de presión con algunos tipos de probador cuando se inicia el probador o se hace cumplir un ciclo de la válvula de cuatro vías, puede ser necesario reducir el caudal máximo especificado del probador para lograr el punto 1) de arriba. La reducción del caudal máximo del probador aumentará el tiempo de desplazamiento de la pre-carrera hasta el primer detector lo suficiente para permitir que todos los pulsos fabricados que representan el flujo que se produjo durante el período de pulsación de flujo, causado por la alteración en el lanzamiento del desplazador, sean producidos por el UFM antes de que se active el primer interruptor detector.

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Anexo D

(informativo) Curva de Rendimiento del Número Reynolds El Número Reynolds es un número adimensional que cuantifica la relación entre las fuerzas inerciales de la corriente del flujo y las fuerzas viscosas del flujo del fluido a través del tubo que transporta la corriente del flujo (vea la nota de abajo). El Número Reynolds se puede representar matemáticamente de la siguiente manera: Re

=

Dv ρ ---------µ

donde D

es el diámetro de la tubería;

v

es la velocidad promedio de la corriente del flujo;

ρ

es la densidad del fluido;

µ

es la viscosidad absoluta del fluido.

NOTA Para los propósitos de este debate, se da por sentado que el petróleo líquido se comporta típicamente como un fluido Newtoniano donde la viscosidad del fluido no es afectada por la tasa de corte y las fuerzas de corte que existen cuando el fluido está en movimiento a través de una tubería son proporcionales a la velocidad del fluido.

Cuando se consideran las variaciones de velocidad a lo largo de la corriente del flujo, se vuelve evidente que la velocidad del fluido debe ser cero en la superficie interior del tubo, independientemente de la velocidad de la corriente del flujo. Y, cuando la velocidad de la corriente del flujo no es cero, habrá un gradiente de velocidades de flujo entre la superficie interior de la tubería y el centro del tubo, con la velocidad máxima en el centro, a condición de que no haya influencias hidráulicas inducidas geométricamente, es decir, los codos, los reductores, etc., y que el perfil de flujo haya tenido tiempo suficiente para desarrollarse completamente. Consulte la Figura D.1.

Figura D.1—Perfil de Flujo y Capa de Límite --`,,```,,,,````-`-`,,`,,`,`,,`---


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La fuerza de corte en cualquier ubicación dentro de la tubería se puede expresar de la siguiente manera: τ

=

dv µ ----dy

donde

τ es la fuerza de corte; dv ----dy

es el gradiente de velocidad ( y es la distancia desde la pared de la tubería).

Si bien no se expresa aquí, se puede demostrar matemáticamente que el gradiente de velocidad toma una forma algo parabólica y que el Número Reynolds de la corriente del flujo, junto con la aspereza de la pared de la tubería, determinan el espesor del gradiente. Cuando el Número Reynolds es bajo (normalmente alrededor de 2000), las fuerzas inerciales del flujo están restringidas por las fuerzas viscosas, y el perfil de velocidad, a lo largo de toda la corriente del flujo, toma la forma de una bala. Con Números Reynolds superiores a 8000 a 10,000, las fuerzas viscosas no son suficientes para inhibir las fuerzas inerciales, y la corriente del flujo se vuelve turbulenta. En este punto, el perfil de velocidad de la porción central de la corriente del flujo se achata de alguna manera. El diámetro de esta región más plana aumenta, así como lo hace el Número Reynolds hasta que el espesor del gradiente entre la región más plana y las paredes se acerca a cero. Vea la Figura D.2 de izquierda a derecha.

Figura D.2—Aumento del Espesor de la Capa de Límite con la Reducción del Número Reynolds Este gradiente a veces se denomina la capa de límite. En cualquier caso, para una tubería dada con una dureza de pared dada, la forma del perfil totalmente desarrollado es determinada por el Número de Reynolds. El medidor ultrasónico mide las diferencias en los tiempos de tránsito de la señal acústica corriente arriba y corriente abajo para medir la velocidad promedio del fluido a lo largo de los trayectos acústicos. Esta medición se puede realizar con gran precisión; sin embargo, para determinar la vel ocidad promedio del fluido a lo largo de toda el área transversal del medidor, es necesario hacer suposiciones acerca del perfil del flujo.


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Una vez que se haya determinado la velocidad promedio del flujo, es fácil que el medidor determine el caudal si se conoce el área transversal del medidor o, al menos, es la misma que cuando se probó el medidor. Por otra parte, si se cambia el área transversal efectiva del medidor, se afectará la precisión del medidor. Por ejemplo, si la viscosidad del fluido cambia después de que se prueba un medidor, cambiará el espesor de la capa de límite. Es fácil ver que el área de flujo efectiva a través del medidor se cambia y, por lo tanto, la precisión del medidor cambiará. Se puede decir lo mismo si la velocidad del fluido (caudal) cambia después de que se probó el medidor. Sin embargo, el hecho interesante es que el espesor de la capa de límite siempre será el mismo siempre que el caudal y la viscosidad tengan como resultado el mismo Número de Reynolds, como se muestra en la Figura D.3. La Figura D.4 muestra la relación entre el factor del medidor y el caudal en tres crudos de diferente viscosidad para un caudalímetro ultrasónico de trayecto múltiple de 16 pulgadas. La Figura D.5 muestra como los mismos datos, de la Figura D.4 se correlacionan de manera equilibrada contra el Número de Reynolds de la corriente de flujo. La variación en el factor del medidor al menos se puede explicar de manera parcial por las variaciones en el espesor de la capa de límite que cambia el área de flujo efectiva y la incapaci dad del medidor para extraer de manera adecuada la velocidad promedio verdadera de la corriente de flujo de la forma del perfil del flujo. Si el medidor puede aproximar el Número de Reynolds de la corriente del flujo, se puede utilizar un algoritmo de linealización o caracterización que haga que el medidor sea relativamente insensible a los cambios del Número Reynolds dentro de un rango predeterminado de viscosidades y caudales como se muestra en la Figura D.6.

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Figura D.3—Espesor de la Capa de Límite Constante con los Números de Reynolds Constantes


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Figura D.4—Factor del Medidor vs.Caudal – 3 Petróleo

Figura D.5—Factor del Medidor vs. Número de Reynolds


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Figura D.6—Factor del Medidor vs. Número de Reynolds – Caracterización

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Bibliografía [1] Capítulo 1 (todas las secciones) del MPMS del API, Vocabulary (Vocabulario) [2] Capítulo 4 (todas las secciones) del MPMS del API, Proving Systems (Sistemas de Prueba) [3] Capítulo 5 (todas las secciones) del MPMS del API, Metering (Medición) [4] Capítulo 6 (todas las secciones) del MPMSdel API, Metering Systems (Sistemas de Medición) [5] Capítulo 7 (todas las secciones) del MPMS del API, Temperature Determination (Determinación de la Temperatura) [6] Capítulo 8 (todas las secciones) del MPMS del API, Sampling (Muestreo) [7] Capítulo 9 (todas las secciones) del MPMS del API, Vocabulary (Vocabulario) [8] Capítulo 11 (todas las secciones) del MPMS del API, Physical Properties Data (Datos de Propiedades Físicas) [9] Capítulo 12 (todas las secciones) del MPMS del API, Calculation of Petroleum Quantities (Cálculo de Cantidades de Petróleo) [10] Capítulo 13 (todas las secciones) del MPMS del API, Statistical Aspects of Measuring and Sampling (todas las secciones) [11] Capítulo 20 (todas las secciones) del MPMS del API, Allocation Measurement (Medición de Cuotas de Producción) [12] Capítulo 21.2 (todas las secciones) del MPMS del API, Flow Measurement Using Electronic Metering Systems (Medición de Flujo Utilizando Sistemas de Medición Electrónica) [13] ANSI/ASME MFC.5M 1 , Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits Using Transit-Time Ultrasonic Flowmeters

[14] ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids [15] ASME B31.3, Process Piping

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ASME International, 3 Park Avenue, New York, New York 10016-5990, www.asme.org.

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API 5.8 Medicion de Hidrocarburos liquidos mediante medidores de flujo ultrasonicos.pdf

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