EDUARDO MOTTA RUEDA
Líder Corporativo de Medición GPS – VSM
SARA ISABEL PARRA Líder de Medición GCB – VRP
PABLO MOTTA CANDELA Gerente de Planeación Y Suministro – VSM
ERNESTO MIRANDA Jefe de Logística (e) GPS –VSM
NICOLÁS VALLE YI Líder de Medición VIT SERGIO HERRERA ESTEVEZ Líder Grupo Apoyo Legal VSM JULIO MARIO RUEDA CELIS Líder de Medición VPR MÓNICA PÉREZ Normativa Corporativa
FEDERICO MAYA Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM
6.1 6.2 6.3
FACTORES DE CORRECCIÓN .......................................................................... 8 CARACTERÍSTICAS DE LAS TABLAS ............................................................... EJEMPLOS DE UTILIZACIÓN DE TABLAS ........................................................
0 0
Promover y facilitar la utilización de las tablas apropiadas para determinar los factores de corrección por efecto de temperatura, presión y densidad.
Aplica a todas las áreas operativas que sean responsables de la Medición de Hidrocarburos para Transferencia de custodia control de inventarios, fiscalización y control operacional
Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capitulo 1 del Manual Único de medición “Condiciones Generales” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual Único de Medición (MUM). No Aplica La versión de las tablas a utilizar debe consultar la normatividad legal vigente y/o las disposiciones internas de Ecopetrol.
De la correcta lectura de las tablas antes descritas depende el éxito del la confiabilidad de los datos que son liquidados
A continuación se hace una breve descripción del contenido de las tablas que se encuentran en el capitulo 11 del Manual of Petroleum Measurement Standards- API MPMS o el ASTM 1250; con base en los valores dados en dichas tablas se puede calcular los factores de corrección expuestos en el Capítulo 12 del MUM denominado Calculo de Cantidades del petróleo”, tales como la gravedad API, la densidad relativa y el factor de corrección por temperatura y presión para Hidrocarburos La figura 1 ilustra las normas utilizadas para líquidos y los rangos de dichas tablas.
: Factores de corrección volumétrica para crudos, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen I equivalente a la ASTM D-1250, IP-200
Factores de corrección volumétrica por temperatura para crudos, se corrige el volumen a 60°F contra gravedad API a 60°F, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen I equivalente ASTM D-1250, IP-200
: Factores de corrección volumétrica para productos refinados del petróleo, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60 ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen II equivalente ASTM D-1250, IP-200
Figura 1. Tablas utilizadas para determinar los factores de corrección de volumen
Factores de corrección volumétrica por temperatura para productos refinados, se corrige el volumen a 60ºF contra Gravedad 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-II equivalente ASTM D-1250, IP-200
: Factores de corrección volumétrica, para aplicaciones individuales y especiales, se corrige el volumen a 60°F, contra coeficientes de expansión térmica a 60°F. Debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-III equivalente ASTM D1250, IP-200
: Factores de corrección de la densidad relativa observada a densidad relativa 60ºF/ 60ºF para crudos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-IV equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica por temperatura contra la densidad relativa 60ºF/ 60ºF para crudos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenIV equivalente D-1250, IP-200.
Factores de corrección de la densidad relativa observada a densidad relativa 60ºF/ 60ºF para productos refinados del petróleo debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-V equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica por temperatura contra densidad relativa 60ºF/ 60ºF para productos refinados del petróleo, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-V equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica para aplicaciones especiales 60ºF contra coeficientes de expansión térmica a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VI equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica para crudos de una densidad observada a densidad a 60/60 grados, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VII equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica por temperatura para crudos a 60ºF contra densidad a 60ºF/60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenVII equivalente ASTM D-1250, IP-200.
Factores de corrección volumétrica para productos del petróleo de una densidad observada a densidad a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VIII equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica por temperatura a densidad a 15ºC para productos refinados del petróleo, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenVIII equivalente ASTM D-1250, IP-200.
Factores de corrección volumétrica para aplicaciones especiales a 15ºC contra coeficientes de expansión térmica a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-IX equivalente ASTM D-1250, IP-200.
: Factores de corrección volumétrica para lubricantes, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-XIII equivalente ASTM D-1250.
: Factores de corrección volumétrica por temperatura para lubricantes, se corrige el volumen a 60ºF contra Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-XIII equivalente ASTM D-1250.
: Factores de corrección volumétrica
para lubricantes de una densidad observada a densidad a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenXIV equivalente ASTM D-1250.
Factores de corrección volumétrica por temperatura a densidad a 15ºC para lubricantes, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Vol-XIV equivalente ASTM D1250. Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de Gravedad API de 0-90º, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11. 2.1 Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de 638-1074 Kg/m3, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2.1M Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de 0.350 a 0.637 densidad relativa (60ºF/60ºF) y temperatura de medición –50ºF a 140ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 2 equivalente a la GPA 8286-86 Factores de compresibilidad para hidrocarburos Gas natural presión de vapor, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 2 adición. Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de densidad 350-637 Kg/m3 (15ºC) y una temperatura de medición –46ºC a 60ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 2M equivalente a la GPA 8286M-86 Para las correcciones que se efectúan en los procedimientos de calibración con agua de probadores volumétricos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 3.
, dan valores de gravedad API para un fluído a 60°F, correspondiente a la gravedad API de ese fluído a temperaturas diferentes a 60°F. Se asume que las gravedades observadas se obtienen con un hidrómetro del vidrio. Las medidas de la gravedad API a temperaturas diferentes a 60°F requieren dos correcciones: la primera por el cambio en el volumen del hidrómetro de vidrio con la temperatura y la segunda por el cambio en el volumen del producto con la temperatura. La primera corrección es necesaria porque el hidrómetro de vidrio es calibrado para 60ºF. Ambas correcciones son aplicadas en estas tablas. Los datos están representados en dos tablas para maximizar la exactitud mantiene la conveniencia de uso:
Crudos en general Productos Refinados en genera
mientras se
dan los factores para convertir volúmenes de líquidos medidos a temperaturas observadas a su volumen correspondiente a 60ºF Los datos son representados por tres tablas al máximo de exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso:
Crudos en general Productos Refinados en genera Factores de corrección volumétrica para aplicaciones individuales y especiales (ver API MPMS Capitulo 11 volumen III) y se usan para determinar experimentalmente el coeficiente de expansión térmica. Los rangos de temperatura de estas tablas son:
0 a 40 40 a 50 50 a 100 Los limites de estas tablas son ilustrados en las utilizados se encuentran en el anexo 1
Datos limites para Tabla 5A, 6A generales para crudos
0 a 300 0 a 250 0 a 200 figuras 1, 2 y 3, los valores y rangos mas
Datos limites para Tabla 5B, 6B generales para productos
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
s
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Datos limites para Tabla 6C. 24C Factores de coreccion aplicaciones individuales y
Para valores de temperatura y gravedad API por fuera de los rangos que se muestran en las tablas, éstas no deben utilizarse. El incremento usado para determinar Gravedad API a 60ºF o determinar el factor de corrección de volumen según la tabla utilizada es 0.5ºF y 0.5º API, en las tablas 5A y 5B no se pretende interpolar la temperatura puesto que no hay un método practico de interpolación que genere la exactitud obtenida para el estándar. Sin embargo se puede hacer interpolación con la gravedad utilizando un decimal adicional (ver ejemplos); La interpolación no es requerida, cuando los resultados de las tablas 5A y 5B van a ser utilizadas como entradas de las tabla 6 A y 6B de acuerdo al liquido del petróleo utilizado. Es necesario tener en cuenta que para la tabla 6A y 6B la interpolación entre la temperatura para la misma gravedad debe realizarse de manera lineal partiendo de los valores leídos de las tablas. (ver ejemplos)
dan los
valores de densidad relativa a 60/60ºF que corresponden a la densidad relativa de ese fluido temperaturas diferentes de 60ºF.
Los datos son representados por dos tablas para máximizar la exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso: Crudos en general Productos refinados en General
dan los factores para convertir volumen de liquido de petróleo a temperatura observada a su volumen correspondiente a 60ºF Los datos son representados por tres tablas para maximizar la exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso:
Crudos en general Productos refinados en General Factores de corrección volumétrica para aplicaciones individuales y especiales (ver API MPMS Capitulo 11 volumen VI) y se usan para determinar experimentalmente el coeficiente de expansión térmica. Los rangos de temperatura de estas tablas son:
Los limites de estas tablas son ilustrados en las figuras 3, 4 y 5, los valores y rangos mas utilizados se encuentran en el anexo 1
Datos limites para Tabla 23A, 24 A generales para crudos
Datos limites para Tabla 23B,24 B generales para productos
Para valores de temperatura y densidad relativa por fuera de los rangos que se muestran en las tablas, éstas no deben utilizarse .
El incremento usado para determinar densidad relativa a 60ºF o determinar el factor de corrección de volumen según la tabla utilizada es 0.5ºF y 0.02 Densidad relativa. En las tablas 23 A y 23 B no se pretende interpolar la temperatura puesto que no hay un método practico de interpolación que genere la exactitud obtenida para el estándar. Sin embargo se puede hacer interpolación con la gravedad utilizando un decimal adicional (ver ejemplos); La interpolación no es requerida, cuando los resultados de las tablas 23 A y 23 B van a ser utilizadas como entradas de las tabla 24A y 24B de acuerdo al liquido del petróleo utilizado.
Es necesario tener en cuenta que para la tabla 24A y 24B la interpolación entre la temperatura para la misma densidad relativa debe realizarse de manera lineal partiendo de los valores leídos de las tablas. (ver ejemplos)
a
Si la lectura de un hidrómetro para un crudo de 72 ºF es 33.5º API, Que gravedad API es la del corregido a 60ºF? Tome la “API Gravity at observed temperature” busque la columna cuyo encabezado es 33.5 ºAPI. Lea hacia abajo en la columna de “Temp. F” hasta encontrar la fila 72ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente gravedad API a 60ºF es 32.6 ºAPI.
b
Si la lectura de un hidrómetro para un de 42 ºF es 31.7º API, Que gravedad API es la del crudo corregido a 60ºF? Redondee 31.7ºAPI a 31.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, entonces el resultado es usado como entrada en la no se exige interpolación. busque en la tabla la columna “API Gravity at observed temperature” cuyo encabezado sea 31.5 ºAPI. A continuación en la columna denominada “Temp. F” Lea hacia abajo hasta encontrar la fila 42ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente gravedad API a 60ºF es 32.8 ºAPI.
c. Si la lectura de un hidrómetro para un de 42 ºF es API, Que gravedad API es la del crudo corregido a 60ºF?
Tome la en la columna “API Gravity at Observed Temperature” busque el encabezado ºAPI. A continuación en la columna “Temp.F” lea hacia abajo hasta encontrar la fila 42ºF, al cruzar la información el correspondiente Gravedad API a 60ºF es asimismo note que para 5.0º API, el correspondiente API a 60ºF es Interpolar sobre la gravedad
( - ) / ( - 5.0) =1.2 1.2*( - 5.0) = - 0.12
d
La gravedad a 60ºF corresponde a 4.9ºAPI a 42ºF es de 5.8 menos 0.12 o 5.68ºAPI
255.000 barriles de medidos a 71.5º tiene una Gravedad API a 60ºF de 32.6º que volumen neto es a 60ºF? Redondee 32.6ºAPI a 32.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, no interpolar ubíquese en la en la columna “API Gravity at 60ºF” con el siguiente encabezado 32.5 API lea hacia bajo en la columna “Temp. F” hasta encontrar la fila 71.5ºF, al cruzar la fila con la información de la columna el factor de corrección volumétrico es 0.9947, con este dato se determina el volumen neto a 60ºF : 255000 * 0.9947= 253648.5
e
ó 253649 barriles netos de crudo.
70.000 barriles de medidos a 75.5º tiene una Gravedad API a 60ºF de 61.4º que volumen neto es a 60ºF? Redondee 61.4ºAPI a 61.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, no interpolar ubíquese en la en la columna “API Gravity at 60ºF” con el siguiente encabezado 61.5 API lea hacia bajo en la columna “Temp. F” hasta encontrar la fila 75.5ºF, al cruzar la fila con la información de la columna el factor de corrección volumétrico es 0.9892, con este dato se determina el volumen neto a 60ºF : 70.000 * 0.9892= 69244
f
ó 69244 barriles de Gasolina.
Si la lectura de un hidrómetro para un combustible disel a 105 ºF indica una densidad relativa de 0.9426, Que densidad relativa es la del combustible corregido a 60ºF? Redondee 0.9426 a 0.9430 ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.002, entonces el resultado es usado como entrada en la no se requiere interpolación. busque en la tabla la columna “Relative Density at Observed Temperature” cuyo encabezado sea 0.9430. A continuación en la columna denominada “Temp. F” Lea hacia abajo hasta encontrar la fila 105ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente densidad relativa a 60/60ºF es 0.9596.
g
Si la lectura de un hidrómetro para un combustible diesel a 152 ºF indica una densidad relativa de 0.9420, Que densidad relativa es la del combustible corregido a 60ºF?
Tome la
en la columna “Relative Density at Observed buscar el encabezado leer hacia abajo en la columna “Temp. F “ hasta encontrar la correspondiente fila con temperatura observada de 152ºF, cruzar la información, la correspondiente densidad relativa a 60/60ºF es . Asimismo note que para densidad relativa de , el correspondiente densidad relativa 60/60ºF es interpolar sobre la gravedad ( – ) / ( – ) = 1.0 (0.9430 – 0.9420 ) = 0.001
entonces la densidad relativa a 60/60ºF corresponde a 0.9420 a 152ºF es menos 0.001 o 0.9759.
AGREGAR EJEMPLOS DE INTERPOLACION UTILIZANDO LAS TABLAS 6A, 6B, 24A Y 24B AGREGAR TABLA GPA PARA CORREGIR FASE VAPOR A FASE LIQUIDA DE GLP No aplica
No aplica DIRECCIÓN DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión De La Normativa De Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01.. Versión 1. Colombia, 2004 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards. CHARTER 11. physical properties data (volume correction Factors), charter 11 section 1 temperature and pressure volume correction factors for generalized crude oils, refined products, and lubricating oil., charter 11.2.1 compressibility factors for hydrocarbons: 0-90º API gravity range.
1
Tablas de corrección (Nota: esta tablas estarán en la Intranet para ser consultadas directamente del API)