k-342 2015

 MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO VOLUMEN 9–II ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

PDVSA N°

TíTULO

CRITERIOS DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE MEDICIÓN FISCAL, VENTA Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

K–342

1

NOV.15

REVISIÓN GENERAL

80M.T.

N.V.

H.L.

0

AGO.94

Emisión Original

21

E.J.

A.N.

REV. FECHA APROB. NormaVivas 

PDVSA, 2005

DESCRIPCIÓN FECHA NOV.15

L.T.

PAG. REV. APROB. APROB. APROB.HéctorLozada

FECHANOV.15 ESPECIALISTAS

 Menú Principal

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA CRITERIOS DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE MEDICIÓN FISCAL, VENTA Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Índice manual

Índice volumen

PDVSA K–342 REVISIÓN FECHA

1

NOV.15

Página 1 Índice norma

“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Está prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores”. “Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información, promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión, objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–41”.



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NOV.15


Índice 1 2 3 4

I N T RO D UC CI Ó N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . O B JE T I V O . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A L CA NC E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9

6 6 6 8

PetróleosdeVenezuela,S.A.–PDVSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8. . AmericanGasAssociation–AGA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8. . . AmericanPetroleumInstitute–API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9. . AmericanSocietyforTestingandMaterials–ASTM .................9 InternationalOrganizationforStandarization–ISO .................. 9 Organisation Internationale de Métrologie Légale – OIML . . . . . . . . . . . . . 10 ProcessIndustryPractices–PIP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 ... Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN . . . . . . . . . . . 10 Otros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 .

5 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 5.1 Ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 . 5.2 AcondicionamientodeCorrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 . 5.3 Agua Libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 ..... 5.4 Auditoría . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 . 5.5 Calibración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 . 5.6 Calidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 . 5.7 Cantidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 . 5.8 Celda Carga de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 ....... 5.9 Certificadode Calibración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 .. 5.10 Certificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 . 5.11 ComputadoradeFlujo/Volumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 . 5.12 Condiciones Estándar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 .. 5.13C ondicionesde Operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 .. 5.14C ontrolador de Muestreo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 ... 5.15 Densidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 . 5.16 Densitómetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 . 5.17 DiscooCartilladeMedición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 ..... 5.18 Disponibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 . 5.19 Elemento de Medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 .... 5.20 Elemento Primario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 .. 5.21 Operadora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 . 5.22 Emulsión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 . 5.23 Enderezador de Flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 ....



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5.24 5.25 5.26 5.27 5.28 5.29

Ente Acreditado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 ... Entidad Autorizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 .. Error Medición de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 ..... Error Sistemático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 ... Error Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 ..... Estándar Nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 ..

5.30 5.31 5.32 5.33 5.34 5.35 5.36 5.37 5.38 5.39 5.40 5.41 5.42 5.43 5.44I

Estándar Primario. . . ..........................................................................................14 Estratificación ....14 . Extractor de Muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 .... Factor del Medidor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 ..... Fiscalización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 . Muestra (Grab) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 ... Gravedad API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 .... Gravedad Específica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 .. Histrograma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 . Homogenización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 Humedad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 . Incertidumbre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 . Incertidumbre Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 .. Inspección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 . nstrumento Certificado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 .

5.45 5.46 5.47 5.48 5.49 5.50 5.51 5.52 5.53 5.54 5.55 5.56 5.57 5.58 5.59 5.60 5.61 5.62 5.63 5.64 5.65

Integrador . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. 16 15 Interpolación .. Lazo Muestreo de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 ..... Líquido Homogéneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 .. Masa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 . Masa Neta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 ..... Máximo Error Permisible de un Instrumento de Medición . . . . . . . . . . . . . 16 Medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 . MedidorconCaracteristicasLíneal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 . MedicióndeTransferenciadeCustodia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 . Medición en Línea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 ..... Medición Fiscal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 ... MedidoresdeDesplazamientoPositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 Medidor Maestro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 ... Mermas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 . Mesurando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 . MeterRun(CarreradeMedición) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 ... Metrología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 . Mezclador de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 ... Mezclador Estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 .. Muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 .



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5.66 Muestra Representativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 . 5.67 Muestreo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 . 5.68 Nivel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18. 5.69N ivel de Agua Libre (FWL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 ...... 5.70 Pérdidas Naturales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 .. 5.71 PérdidasOperacionales(Pérdidas) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 5.72 5.73 Peso Peso Bruto . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .18 . .. .. .. .18 .. 5.74 Peso Muerto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 .... 5.75 Peso Vivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 ..... 5.76 Placa Orificio de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 ..... 5.77 Precisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 . 5.78 Presión Diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 .. 5.79 Probador de Medidor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 .... 5.80 Probe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 . 5.81 Producción Fiscalizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 . 5.82 Prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 . 5.83 Prueba de Medidor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 ..... 5.84 Punto de Medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 ..... 5.85 Rango . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 . 5.86R ango lineal del Medidor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20. . . . 5.87 Referencia Rangobilidad. . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. 20 .. 5.88 5.89 Registrador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 . 5.90 Relación beta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 .... 5.91 Repetibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 . 5.92 Resolución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 . 5.93 Sensor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 . 5.94 Sistema de Medición de Transferencia de Custodia (LACT) . . . . . . . . . . . 21 5.95 Suplidor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 . 5.96 Tablas de Calibración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 .... 5.97 Tanque Probador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 ... 5.98 Transductor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 . 5.99T omamuestrasAutomático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 . 5.100 TransferenciadeCustodia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 .. 5.101 Trazabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 . 5.102 Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 . 5.103 Valor Calorífico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 ... 5.104 Valor Verdadero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 ... 5.105 Variable Medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 ... 5.106 Variación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 . 5.107 Venta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 .



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5.108 Verificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 . 5.109 Volumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 . 5.110 Volumen Neto (NV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 .... 5.111 VolumenTotalObservado(TOV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 ..

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REQUERIMIENTOSGENERALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERACIONES DE CALIDAD EN LAS MEDICIONES . . . . . CONSIDERACIONES DE CONSTRUCCIÓN E INSTALACIÓN . . . REQUERIMIENTOSFUNCIONALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1D 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6

23 31 32 33

imensionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 Desempeño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 . Certificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 . Incertidumbres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Disponibilidad/Respaldo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 ProcedimientosdeContingencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 .

10 REQUERIMIENTOSOPERACIONALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 10.1 Ambiente Operacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 .. 10.2 Monitoreo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 . 10.3 Toma Muestras de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 ..... 10.4C álculo de Fiscalización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 ...

11 SEGURIDAD/INTEGRIDAD DEL PROCESO Y PARO

..........

45

12 REQUERIMIENTOSDEMANTENIBILIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 13R EQUERIMIENTOSDELÍMITESDEBATERÍA . . . . . . . . . . . . . . . . 48 14 REQUERIMIENTOS DE PRUEBAS/COMISIONAMIENTO . . . . . . . 48 15 REQUERIMIENTOSDEPROTECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 16 REQUERIMIENTOSAMBIENTALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 17 REQUERIMIENTOS DE VERIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN . . . . 50 18 CERTIFICACIÓNDECALIBRACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 19 REQUERIMIENTOSDEAUDITORÍAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 20 REQUERIMIENTOSESPECÍFICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 20.1 20.2 20.3 20.4

Medición de Sólidos Medición de líquidos Medición de Gases Medición de Vapor

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 .... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 .... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 ..... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 .....

21 MEDICIÓNDEELECTRICIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7. 7 22A SEGURAMIENTOYCONTROLDECALIDAD . . . . . . . . . . . . . . . 78 2 3 B I B L I O G R A F Í A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 2 4 A N E X O S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

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ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA CRITERIOS DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE MEDICIÓN FISCAL, VENTA Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

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NOV.15


INTRODUCCIÓN De acuerdo a las normas de fiscalización publicadas por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería (MPetroMin), PDVSA es responsable del diseño, procura y construcción de los sistemas de medición fiscal de hidrocarburos y combustibles. Todos los sistemas para lautilitarios, mediciónmateriales fiscal, transferencia de custodia venta de hidrocarburos, servicios y productos para losyprocesos industriales de PDVSA, deben cumplir con requerimientos mínimos, con el fin de satisfacer los niveles de precisión, confiabilidad, disponibilidad, calidad, mantenibilidad, operabilidad e integridad exigidos por los operarios y usuarios de estos sistemas.

2

OBJETIVO Establecer los criterios para el diseño, fabricación, instalación y construcción de Sistemas de medición en PDVSA para propósito fiscal, transferencia de custodia y venta de petróleo crudo, gas, combustibles, servicios utilitarios, materiales y productos para los procesos industriales de PDVSA.

3

ALCANCE El alcance de esta norma incluye los criterios de diseño de los sistemas de medición con propósito fiscal y/o transferencia de custodia para petróleo, gas, combustibles, servicios utilitarios, servicios industriales, materiales y productos para los procesos industriales de PDVSA. En general los criterios y procedimientos definidos en esta norma son específicos para la medición de hidrocarburos o combustibles, sin embargo pueden ser aplicados también para la medición de productos diferentes a los hidrocarburos o combustibles con las siguientes observaciones:  El ente de aprobación y certificación metrológica es el Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad, Metrología y Reglamentos Técnicos (SENCAMER).  Los métodos de medición y cálculo, puntos de medición y entes certificador de productos diferentes a hidrocarburos o combustibles no requiere aprobación o acreditación del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería (MPetroMin). 



La medición de volúmenes, preferiblemente se realizará en forma dinámica, y como segunda opción, por razones técnica u operacional, por medio de pesaje. El uso de otros métodos debe ser acordada entre las partes. Los valores de incertidumbres para cada tipo de medición se deben acordar entre las partes.

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NOV.15


Los métodos y normas a ser usadas en las pruebas y verificación de laboratorios deben ser acordados entre las partes. Los métodos y normas aplicables para la selección e instalación de medidores y cálculos de los fluidos de hidrocarburos, son también aplicables a cualquier fluido newtoniano diferente a los hidrocarburos. Las partes acordarán su uso o de cualquier otra norma o procedimiento.



Los puntos de medición típicamente será en el punto de entrega del producto o acordadas entre las partes.  Los requerimientos de disponibilidad y métodos de contingencia para la medición y cálculos de volúmenes de los productos de bajo valor económico o mediciones no críticas, serán acordadas entre las partes. Esta norma cubre la medición de los siguientes productos y servicios: Hidrocarburos líquidos  Petróleo  Productos refinados livianos  Productos refinados pesados: asfalto, cera, parafina  Gas licuado: LPG, LNG  Entre otros. Líquidos no hidrocarburos 

Productos y sustancias químicas Efluentes  Agua para inyección a yacimiento  Entre otros. Hidrocarburos gaseosos  Gas natural  Etano  Metano  Propano  Entre otros. Gases no hidrocarburos  Nitrógeno 

    

2 CO Entre otros. Productos y sustancias químicas Azufre Entre otros.

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NOV.15


Servicios utilitarios  Agua  Vapor  Aire  Entre otros.

4

REFERENCIAS Se puede hacer referencia a la última edición (o de la edición indicada) de las siguientes normas y regulaciones, con el fin de obtener información adicional.

4.1

Petróleos de Venezuela, S.A. – PDVSA K–301 Pressure Instrumentation. K–302 Flow Instrumentation. K–303 Level Instrumentation. K–304 Temperature Instrumentation. K–305 Process Analyzers. K–332 Control Valves. K–369 Instrumentation QA / QC MDP–11–MT–01 Feeding Systems for Solids. MDP–11–MT–02 Conveyor Systems for Solids: Conveyer Belting. MDP–11–MT–03 Conveyor Systems for Solids: Chain, Jack, Vibrating and ”in Mass” Type Conveyors, and Bucket Elevators. MDP–11–MT–04 Conveyor Systems for solids: Pneumatic Transportation. MDP–11–MM–01 Bulk Solid Material Sampling. MDP–11–MS–01 Storage in silos and hoppers.

4.2

American Gas Association – AGA Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 1: General Equations and Uncertainty Guidelines. Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 2: Specification and Installation Requirements. Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 4: Background, Development Implementation Procedure. Report No. 7, Measurement of Natural Gas by Turbine Meter.



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NOV.15


Report No. 8, Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon Gases. Report No. 9, Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters. Report No. 10, Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. Report No. 11, Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter.

4.3

American Petroleum Institute – API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). 2555 Liquid Calibration of Tanks.

4.4

American Society for Testing and Materials – ASTM Crude Oil API Gravity. D–4928 Standard Test Method for Water in Crude Oils by Coulometric Karl Fischer Titration.

4.5

International Organization for Standarization – ISO IEC 3309 Telecommunication and Information; exchange between systems; high–level datalink control (HDLC) procedure; frame structure. 5167–1 Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices – Part 1: Orifice plates, nozzles and Venturi tubes inserted in circular cross–section conduits running full. 5168 Measurement of Fluid flow: Expression of Uncertainty of a Fluid Flow Measurement Rate. 10715 Natural Gas Sampling Guidelines. 10790 Measurement of fluid flow in closed conduits – Guidance to the selection, installation and use of Coriolis flowmeters. 12242 Measurement of fluid flow in closed conduits –– Ultrasonic transit–time meters for liquid. 17089–1 Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas – Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement. 17089–2 Measurement of fluidapplications. flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas – Part 2: Meters for industrial 6976 Natural Gas – Calculation of Calorific Values, Density, and Relative Density and Wobbe Index from Composition. 9951 Measurement of Gas Flow in Closed Conduits – Turbine Meters.

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NOV.15


12213–1 Natural Gas Calculation of compression factor Part 1: Introduction and guidelines. 12213–2 Natural Gas Calculation of compression factor Part 2: Calculation using molar–composition analysis. 12213–3. Natural Gas Calculation of compression factor Part 3: Calculation using physical properties.

4.6

Organisation Internationale de Métrologie Légale – OIML P17 Guide for the Expression of Uncertainty in Measurements. R85, Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storage tanks. R125, Measuring systems for the mass of liquids in tanks.

4.7

Process Industry Practices – PIP PCCWE001 – Weighing Systems Criteria. PCEWE001 – Weighing Systems Guidelines.

4.8

Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN 200 Código Eléctrico Nacional.

4.9

Otros Ley de Metrología, publicada en Gaceta Oficial No. 38263, 01 Septiembre 2005. Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos de MPetroMin. Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Gaseosos de MPetroMin.

5

DEFINICIONES 5.1

Ajuste Es la operación de llevar un instrumento de medición a un estado satisfactorio de operación y precisión.

5.2

Acondicionamiento de Corrientes Es la mezcla de una corriente muestra representativa de ella. de fluido, de tal forma que se pueda tomar una

5.3

Agua Libre Es el agua que existe como una fase separada.

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5.4

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1

NOV.15


Auditoría Es el proceso de revisión a un sistema, equipo o proceso realizada por especialista para verificar estado de integridad y cumplimiento de normas.

5.5

Calibración Es el conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones especificadas, la relación entre los valores indicados por el instrumento de medición (o valores representados por mediciones) y los correspondientes valores respaldadas por los estándares.

5.6

Calidad Son los atributos medibles relacionados a todas las características que cumple una necesidad expresada o implícita de un fenómeno, objeto o sustancia.

5.7

Cantidad Es la magnitud de una propiedad por medio del cuál un fenómeno, objeto o sustancia puede ser medida.

5.8

Celda de Carga Es el dispositivo de compresión o tensión que produce una señal de salida proporcional al peso vivo.

5.9

Certificado de Calibración Es el certificado emitido por una entidad acreditada por MPetroMin, haciendo constar la calibración correcta efectuada a un equipo de medición en una fecha determinada, estableciendo la existencia de relación entre las lecturas expresadas por un dispositivo de medición y su valor real. La determinación del valor real debe cumplir con los estándares nacionales e internacionales.

5.10

Certificación Es la calibración respaldada y documentada por una entidad autorizada y acreditada por MPetroMin, mediante Certificado de Calibración, indicando que una acción de calibración y ajuste se llevó a cabo siguiendo un procedimiento establecido. La certificación garantiza la precisión de la medición y permite la trazabilidad hasta una agencia reconocida de metrología. Es un proceso realizado por un tercero acreditado para confirmar que un producto, proceso o servicio cumple con, por ejemplo, un estándar.

5.11

Computadora de Flujo/Volumen Es el equipo usado para calcular el flujo y volúmen, usando señales de flujo bruto o nivel, compensado por temperatura, presión, densidad ycomposición del fluido.

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5.12

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1

NOV.15


Condiciones Estándar Son las condiciones del hidrocarburo (crudo o gas) a una temperatura de 60 °F (15,6°C) y una presión de 14,7 PSI (1 atm).

5.13

Condiciones de Operación Son las condiciones a las que se encuentra sujeto el desempeño del medidor. Estas condiciones generalmente corresponden a presión y temperatura.

5.14

Controlador de Muestreo Es el dispositivo que gobierna la operación del extractor de muestras.

5.15

Densidad Es la relación de la masa por unidad de volumen de una sustancia, a una presión y temperatura dada.

5.16

Densitómetro Es el medidor de densidad en el cual la muestra fluye continuamente a través o alrededor del transductor permitiendo la medición continua.

5.17

Disco o Cartilla de Medición Es el disco portátil inserto en el registrador adjunto a los elementos primarios de flujo basado en presión diferencial. El disco viene en círculos concéntricos, dentro de los cuales una plumilla rectora graba la presión estática, será otra plumilla registra el diferencial de presión y una tercera plumilla mide la temperatura.

5.18

Disponibilidad Es la cualidad o condición de un sistema, equipo o proceso de estar en buen estado operacional o funcional para ser usado o utilizado.

5.19

Elemento de Medición Es la parte de un sistema de medición que interpreta las variaciones producida por el elemento primario y que expresa una lectura relacionada con la variable a ser medida.

5.20

Elemento Primario Es la parte de un sistema de medición que genera la variación de magnitud de una variable que es proporcional a la variación de la variable que se desea conocer.

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5.21

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1

NOV.15


Operadora Es el ente responsable de la operación y buen funcionamiento de lossistemas de medición fiscal. Para esto, cada operadora debe garantizar el correcto funcionamiento de todos los componentes del sistema de medición, y de esta manera, obtener la información confiable y auditable de los volúmenes sujetos a pagos de impuestos y regalías.

5.22

Emulsión Es la mezcla de agua y crudo no separada.

5.23

Enderezador de Flujo Es el elemento que ayuda al desarrollo de un perfil de velocidad de flujo, plano y estable. El enderezador de flujo se instala aguas arriba del medidor de flujo con el fin de minimizar los errores de medición debido afluctuación en el perfil de flujo.

5.24

Ente Acreditado Es la compañía independiente experta en la medición y control de producción de hidrocarburos, la cual debe reunir todos los requisitos exigidos por la Dirección competente del MPetroMin, según las disposiciones de estas Normas, para realizar tanto auditorias de sistemas de medición, como mantenimiento, instalación, calibración y certificación de equipos de control y de la medición de gas natural, a los efectos de su respectiva calificación y registro en el MPetroMin.

5.25

Entidad Autorizada Es el laboratorio de medición y calibración que usa estándares de medición, instrumentos y procedimientos certificados por la autoridad nacional o internacional de certificación de que cumple con los estándares nacionales e internacionales, por lo que dicho laboratorio está autorizado para realizar mediciones y calibraciones certificadas.

5.26

Error de Medición Es la diferencia entre el resultado obtenido en la medición de una variable y su valor real.

5.27

Error Sistemático Es el error causado consistentemente por el efecto de alguna ovarias magnitudes que influyen en la medición.

5.28

Error Total Es el límite máximo de error de un dispositivo o sistema, es igual al valor de la desviación máxima más el error sistemático.

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5.29

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1

NOV.15


Estándar Nacional Es un estándar reconocido por una decisión oficial de un país, como la base para la fijación de valor en ese país, de otros estándares de una magnitud dada. En general el estándar nacional en un país es también un estándar primario.

5.30

Estándar Primario Es un estándar de una medida en particular que tiene la máxima calidad metrológica en un país dado.

5.31

Estratificación Es la tendencia de los productos almacenados en tanques, de formar capas de productos de diferentes valores de densidades y temperatura.

5.32

Extractor de Muestra Es el dispositivo para extraer muestras del contenido dentro de una tubería, lazo de muestra o tanque.

5.33

Factor del Medidor Es el Término adimensional usado para compensar las desviaciones de una medida, causada por desgaste y variaciones de las condiciones de operación de un medidor.

5.34

Fiscalización Es el acto en el que se establece la medición de cantidades y calidades certificadas por el MPetroMin, a ser utilizadas para el cálculo del pago de impuestos y regalías.

5.35

Muestra (Grab) Es el volumen de muestra extraído de la tubería, mediante una actuación simple del extractor de muestras.

5.36

Gravedad API Es una medida característica en la industria del petróleo, usada como referencia de la densidad de los hidrocarburos.

5.37

Gravedad Específica Es el peso relativo y masa de una sustancia en comparación con el peso y la masa de una sustancia estándar, para líquido y sólido la sustancia estándar es agua a 60°F y 1 Atmósfera de presión.

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5.38

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1

NOV.15


Histrograma Es el diagrama que muestra una distribución de frecuencia.

5.39

Homogenización Es la operación que mantiene bien mezclado todos los componentes individuales de una mezcla. En el caso de mezcla de crudo/agua, las gotas grandes de agua y cualquier agua libre que pueden estar presente, están separados y bien disperso en el crudo, produciendo una mezcla en el cuál cada subdivisión de volumen tiene la misma cantidad de agua homogéneamente mezclada con el crudo.

5.40

Humedad Es la presencia de vapor de agua enel gas. La humedad o contenido de agua del gas se expresa en términos de masa de agua por unidad de masa o volumen de gas a condiciones estándar.

5.41

Incertidumbre Es el parámetro asociado con el resultado de una medición, que caracteriza la dispersión de los valores que razonablemente pudiera ser atribuido al mesurando. También puede ser expresado como un estimado que caracteriza el rango de valores dentro del cuál está el valor verdadero del mesurando. Cuando se especifica la incertidumbre de una medición, es necesario indicar el principio en la cuál se hicieron los cálculos.

5.42

Incertidumbre Total Es el estimado del limite de error de un sistema de medición cuando todas las incertidumbres de los componentes individuales del sistema son tomados en cuenta.

5.43

Inspección Es el conjunto de medición, investigación o prueba de una o más característica de un producto, incluyendo la comparación de los resultados con requerimientos específico, con el fin de determinar si se han cumplidos los requerimientos.

5.44

Instrumento Certificado Es el instrumento que ha sido calibrado para obtener el Certificado de Calibración.

5.45

Integrador Es el equipo que lee el disco o cartilla de medición, con el fin de determinar los volúmenes de gas manejados.

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5.46

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1

NOV.15


Interpolación Es el proceso en la que un valor es determinado a partir de valores tabulados de una función.

5.47

Lazo de Muestreo Es la tubería auxiliar derivada de la tubería principal, la cual contiene un pequeño volumen del líquido que fluye a través de la tubería principal.

5.48

Líquido Homogéneo Es aquel que tiene la misma composición en todos los puntos del recipiente, tanque o de la tubería (sección transversal).

5.49

Masa Es la cantidad de materia.

5.50

Masa Neta Es la masa de hidrocarburos correspondiente al volumen patrón o neto medido.

5.51

Máximo Error Permisible de un Instrumento de Medición Es el valor extremo de error tolerado por las especificaciones, regulaciones, entre otros.

5.52

Medición Es el conjunto de operación con el objeto de determinar el valor de una cantidad. Es la comparación con una referencia para determinar el valor de una variable en la base de un procedimiento establecido.

5.53

Medidor con Caracteristicas Líneal Es el medidor con una relación constante entre el valor de la medición y el valor real de la variable medida. La caracteristica líneal denota un factor del medidor constante en todo su intervalo de medición

5.54

Medición de Transferencia de Custodia Es la medición que se efectúa con el fin de proveer información de cantidad y calidad para ser usado en la documentación física y fiscal de un cambio de pertenencia y/o cambio en su responsabilidad.

5.55

Medición en Línea Es la medición de la variable de un producto que se realiza directamente en la tubería o recipiente de proceso, sin necesidad de parar el proceso o extraer muestra del producto.

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5.56

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1

NOV.15


Medición Fiscal Es proveer información de cantidad y calidad usada para el recobro de impuesto y pagos de regalías.

5.57

Medidores de Desplazamiento Positivo Es el instrumento que mide unvolumen volumenfijo deyfluido, separándolo mecánicamente en cantidades discretas de un contando las cantidades en unidades de volumen.

5.58

Medidor Maestro Es el medidor que es probado usando un probador certificado y luego es usado para calibrar otros probadores o probar otros medidores.

5.59

Mermas Ver Pérdidas naturales.

5.60

Mesurando Es la cantidad sujeta a medición. Ver variable medida.

5.61

Meter Medición) Es el Run tramo(Carrera de tuberíade recta antes y después del elemento de medición de flujo, que se usa para homogenizar el perfil de flujo turbulento. Se expresa normalmente en diámetro de tubería.

5.62

Metrología Es la ciencia de la medición.

5.63

Mezclador de Potencia Es el dispositivo que utiliza una fuente externa de potencia para conseguir el acondicionamiento de corrientes.

5.64

Mezclador Estático Es el dispositivo que utiliza la energía cinética del flujo de fluido para lograr el acondicionamiento de la corriente.

5.65

Muestra Es la porción extraída de un volumen total, que puede o no contener la misma proporción de los componentes que en el volumen total.

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5.66

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1

NOV.15


Muestra Representativa Es la porción extraída de un volumen total que contiene la misma proporción de componentes que en el volumen total.

5.67

Muestreo Son los pasos necesarios para obtener una muestra que es representativa del contenido de cualquier tubería, tanque o contenedor, y colocarlo en un recipiente desde donde se puede obtener, para análisis, una porción representativa.

5.68

Nivel Es la altura con respecto a una posición de referencia horizontal.

5.69

Nivel de Agua Libre (FWL) Es la altura de la capa de agua libre que se separa del crudo y se acumula por debajo del mismo.

5.70

Pérdidas Naturales Es la disminución de la cantidad de flujo másico debido a causas asociadas con el proceso. Ejemplos de pérdidas naturales es la vaporización del crudo en tanque atmosférico durante su almacenamiento y la condensación del gas

5.71

durante su compresión.

Pérdidas Operacionales (Pérdidas) Es la pérdida de masa de un producto durante su manejo, causado por fallas operacionales o de equipos, que pudieran ser evitados. Las fugas son ejemplos de pérdidas operacionales.

5.72

Peso Es la fuerza neta ejercida sobre la masa de una sustancia en comparación con un estándar de referencia.

5.73

Peso Bruto Es la suma de los pesos muertos y vivos.

5.74

Peso Muerto Es el peso de la estructura que se usa para contener la carga o producto.

5.75

Peso Vivo Es el peso adicional en una balanza, adicional al requerido para mantener el valor de indicación del peso en cero.

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5.76

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1

NOV.15


Placa de Orificio Es una placa circular metálica (acero inoxidable), perforada por un orificio, la cual se coloca (generalmente entre bridas o en una guarnición porta placas especialmente diseñada) en una tubería a través de la cual pasa el fluido. El diámetro del orificio es siempre inferior al diámetro interno del tubo, creando por lo tanto una caída de presión transversal al plato. Midiendo la caída de presión diferencial (presión diferencial o ”dp”) puede ser determinada la proporción de flujo que pasa por la tubería.

5.77

Precisión En instrumentación de proceso, el grado de conformidad de un valor indicado en relación a un valor estándar aceptado reconocido, o valor ideal.

5.78

Presión Diferencial Es la caída de presión de una corriente de medición, la cual varía con la proporción de flujo a través de cualquier elemento de medición (placa de orificio, venturi, entre otros.)

5.79

Probador de Medidor Es un recipiente abierto o cerrado de volumen conocido, usado como estándar de referencia volumétrica para la calibración de medidores.

5.80

Probe Es la parte del extractor de muestras, que se inserta en la tubería y direcciona la porción del fluido hacia el recipiente recolector de muestras.

5.81

Producción Fiscalizada Es la sumatoria de los volúmenes netos certificados por el MPetroMin en los puntos de fiscalización a fin de determinar el monto a pagar por regalías u otros impuestos.

5.82

Prueba Es el procedimiento para determinar el factor del medidor. Es una investigación técnica, ejemplo para saber si un producto cumple con el rendimiento especificado.

5.83

Prueba de Medidor Es el procedimiento requerido para determinar la relación entre la cantidad medida por un medidor en un conjunto de condición y la cantidad indicada para esas mismas condiciones.

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5.84

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1

NOV.15


Punto de Medición Es el sitio o ubicación física en donde se realiza la medición.

5.85

Rango Es la región entre los límites en la cuál una cantidad es medida, recibido o transmitido y expresado mediante valores estipulado de alto y bajo rango.

5.86

Rango lineal del Medidor Es el rango de medición en donde el factor del medidor no se desvía de los límites especificados.

5.87

Rangobilidad Es la capacidad de un medidor para operar entre el rango mínimo y máximo dentro de una tolerancia aceptable.

5.88

Referencia Es el valor aceptado que sirve como acuerdo o referencia de comparación, y el cuál se deriva como: – Valor teórico o establecido, basado en principios científicos. – Valor asignado o certificado, basado en trabajo experimental de alguna

5.89

organización nacional o internacional.

Registrador

Es el receptáculo en el cual va inserto el disco o cartilla de medición. El Registrador se abre para retirar el disco. En cada oportunidad debe registrarse la fecha de inserción del disco en el registrador, así como la fecha de retiro del disco.

5.90

Relación beta En las placas de orificio, es la relación que existe entre el diámetro del orificio y el diámetro de la tubería conectada a la placa mediante bridas o portaplacas.

5.91

Repetibilidad Es la precisión bajo repetidas condiciones. Habilidad de un medidor y sistema de prueba de repetir cantidad registrada, durante una serie de pruebas consecutivas bajo condiciones constante de operación.

5.92

Resolución Es el cambio más pequeño de cantidad medida que es capaz de cambiar la indicación de un instrumento de medición. El intervalo más pequeño que se puede distinguir entre dos valores adyacentes.

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5.93

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1

NOV.15


Sensor Es el elemento o dispositivo que recibe información en forma de una cantidad y lo convierte en una señal que es una función de la cantidad medida o variable.

5.94

Sistema de Medición de Transferencia de Custodia (LACT) Es el arreglo de equipos diseñado para la medición automática de transferencia de custodia de hidrocarburos.

5.95

Suplidor Es el operador que entrega los hidrocarburos a otro ente para su custodia.

5.96

Tablas de Calibración Son tablas que expresan la relación Nivel– Volumen para cada tanque. Estas son necesarias, debido a que los tanques no son cilindros perfectos, por defectos de fabricación, por efectos de la presión hidrostática y dilatación térmica. Para efectuar la calibración de los tanques esnecesario regirse por la norma API 2555.

5.97

Tanque Probador Es el recipiente abierto o cerrado de capacidad conocida, diseñado para la determinación precisa de volumen de líquido que pasa a través de un medidor durante su prueba.

5.98

Transductor Es un dispositivo que convierte un tipo de señal a otra.

5.99

Tomamuestras Automático Es un dispositivo utilizado para extraer muestras representativas del líquido que fluye por una tubería. Normalmente está compuesto por: acondicionador de flujo, extractor de muestras, controlador de muestreo, dispositivo de medición de flujo y recipiente recolector de muestras. Sistema Automático de Tomamuestras

5.100 Transferencia de Custodia Es cuando el producto es entregado a un tercero para su manejo y custodia, manteniéndose la propiedad del producto.

5.101 Trazabilidad Es la capacidad de un resultado medido de ser relacionado con las referencias establecidas, normalmente estándares nacionales o internacionales, a través de una cadena ininterrumpida de comparaciones, todos con incertidumbres establecidas. La relación de un probador o calibración de un dispositivo de medición, a través de un proceso paso a paso, a un instrumento o grupos de instrumentos calibrados y certificados por un estándar nacional o internacional.

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1

NOV.15


5.102 Turbina Es un medidor de flujo consistente en un rotor con aspas, el cual gira a una velocidad aproximadamente proporcional a la velocidad promedio de la corriente y por tanto, al volumen proporcional de flujo.

5.103 Valor Calorífico Es el valor de la energía que puede liberar la combustión de un combustible.

5.104 Valor Verdadero Es el valor sin error de la variable medida. La cantidad teóricamente correcta.

5.105 Variable Medida Es la cantidad, propiedad o condición que es medido. Normalmente es referido como mesurando.

5.106 Variación Es cualquier desviación del valor deseado o valor esperado o patrón. Es la diferencia que puede existir entre dos cálculos de volumen/masa del mismo valor hipotético de volumen/masa del producto, debido a las pérdidas naturales, pérdidas operacionales e incertidumbre total.

5.107 Venta

Es el traspaso de la propiedad de un producto o el derecho de un servicio a un tercero, a cambio de una retribución económica.

5.108 Verificación Es la investigación para demostrar si se cumplen los requerimientos especificados.

5.109 Volumen Es el espacio físico ocupado por la masa de una sustancia. En general, el volumen de una masa dada depende de la presión y temperatura.

5.110 Volumen Neto (NV) Es el volumen total observado corregido a condiciones estándar de temperatura (15,56°C) y presión (14,69 PSIA), según lo establecido por API.

5.111 Volumen Total Observado (TOV) Es el volumen del producto, incluyendo el agua libre o sedimento localizados al fondo del tanque. Es calculado sobre la basede las tablas de calibración y el nivel del líquido.


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Índice volumen


1

NOV.15


REQUERIMIENTOS GE NERALES Tipo de medición Transferencia custodia Alta

Fiscal Incertidumbre/precisión

Alta

Punto medición

Aprobada MPetroMin

Tecnología medición Certificación Calidad Muestra Disponibilidad

Normada MPetroMin Reporte producción SI Alta Frecuencia acordada

Auditoría/inspección

por

Venta Alta

Acordada entre las Punto entrega partes y aprobada por MPetroMin Acordada Normada Metrología Metrología Acordada Valores estándar Acordada SI Alta Alta Frecuencia A solicitud acordada

6.1

Se entiende por automatización de la medición para la fiscalización y transferencia de custodia de los hidrocarburos a la medición de las cantidades y calidades fiscalizadas de hidrocarburos y la transmisión de los resultados de dicha medición a los centros operativos y a las oficinas del MPetroMin por medi os automáticos, es decir sin intervención ordinaria de personal. Se incluye en el alcance de la automatización, el registro histórico de las mediciones y los balances y demás operaciones adicionales que sean requeridas por el MPetroMin, como parte de la fiscalización de la producción de hidrocarburos.

6.2

Al menos los siguientes estándares, leyes y regulaciones referidas en esta norma técnica rigen el requerimiento de diseño, fabricación, instalación, calibración, y operación y mantenimiento para los sistemas de medición: – AGA, para lo concerniente a medición de gas – ANSI, para regular los materiales de tubería y equipos. – API, para regular las prácticas de diseño, instalación, calibración, certificación y operación de instalación de facilidades para el manejo de crudo e hidrocarburos líquidos y gaseosos. – ASME, para regular las prácticas y estándares para el diseño y manufactura de recipientes de presión. – ASTM, para regular los materiales y pruebas de materiales. – NACE, para regular los requerimientos de protección contra corrosión. – Código Eléctrico Nacional, para regular el diseño e instalación de sistema eléctrico y sistema de puesta a tierra.



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– IEEE, para regular el diseño y seguridad de sistemas eléctrico y electrónico, incluyendo la puesta a tierra y protección contra inducción electromagnética. – ISA, para regular el diseño, instalación y calibración de instrumentación y equipo de control. – ISO, para regular la calidad de servicios, ingeniería, manufactura, instalación, Operación y actividades de mantenimiento. También regula el diseño e instalación de medidores de flujo tipo presión diferencial. – NEMA, para regular la estandarización de diseño y uso de equipo, materiales y accesorios eléctricos. – NFPA, para regular los sistemas y prácticas de protección contra incendio. – OIML, para regular las prácticas de medición y metrológica. – Manual PDVSA de Diseño de Ingeniería (MID), para regular las prácticas de ingeniería y diseño. – Guías PDVSA de gerencia para proyectos de inversión capital (GGPIC), para regular las prácticas administrativas de proyectos de inversión capital. – Manual PDVSA de Ingeniería de riesgos (MIR), para regular la seguridad de las instalaciones de PDVSA. – Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la explotación, procesamiento, comercialización y medición fiscal de hidrocarburos en Venezuela. – Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la seguridad personal y ambiental. – Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la certificación de los laboratorios de prueba y calibración de equipos. – Recomendaciones del fabricante para la instalación, mantenimiento y operación de equipos. – Otras condiciones especiales y específicas para cada sistema, debe ser acordada entre las partes.

6.3

La ubicación de los puntos de medición debe ser acordada entre las partes. En el caso de los hidrocarburos se debe cumplir con las normas respectivas y estar aprobada por el MPetroMin.

6.4

Las exportaciones de hidrocarburos serán fiscalizadas en los Terminales de Embarque, Refinerías y en los Centros de Distribución de Productos.



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NOV.15


6.5

Los volúmenes de productos derivados del petróleo destinados al Mercado Interno serán fiscalizados a la salida de las refinerías, así como todos los movimientos operacionales efectuados en los Centros de Distribución, a objeto de garantizar la determinación de los volúmenes de productos derivados sujeto al pago del impuesto contemplado en el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos, en concordancia con lo dispuesto en el artículo 74 de su Reglamento.

6.6

Los sistemas de medición de diluentes para producción de crudos pesados y extrapesados deben estar aprobada por el MPetroMin.

6.7

El valor máximo permisible de incertidumbre total para los sistemas de mediciones de hidrocarburos líquidos debe ser acordada entre las partes. El valor de incertidumbre total especificado para los sistemas de medición no será mayor de uno por ciento (1%) en los Puntos de Fiscalización de la producción, condicionado a la obligación que tienen las operadoras, de instalar sistemas referenciales de mediciones en líneas en sitios aguas arriba de dichos sitios de fiscalización. En lo que respecta a los puntos de medición de transferencia de custodia y ventas, dicho valor no será mayor de veinticinco centésimas por ciento (± 0,25%).

6.8

El valor de incertidumbre total especificado para los sistemas de medición fiscal y de transferencia de custodia de hidrocarburo gaseoso será de acuerdo al

6.9 6.9.1 6.9.2 6.9.3 6.9.4

6.10

propósito de la medición. Para la medición de hidrocarburos gaseoso se establecen los siguientes valores de incertidumbre: Clase G1: Medición fiscal, venta y/o transferencia de custodia de gas con contenido de C2+ ó de alto valor económico: más o menos uno por ciento ±( 1%) del volumen y energía del gas medido a condiciones estándar. Clase G2: Medición fiscal, venta y/o transferencia de custodia de gas metano: más o menos dos por ciento (2%) del volumen y energía del gas medido a condiciones estándar. Clase G3: Medición de gas para utilizarlo como combustible, levantamiento de gas, gas de inyección, remoción de oxigeno: más o menos a tres por ciento ( ± 3%) del volumen del gas medido a condiciones estándar. Clase G4: Medición de gas a venteo: más o menos cinco por ciento ( ± 5%) del volumen del gas medido a condiciones estándar. La medición de los volúmenes de gas, estará orientada a la cuantificación de los volúmenes acumulados durante un cierto período, referidos a las Condiciones Estándar de Referencia (CER) y ajustados al Valor Calorífico de Referencia(1000 BTU).


6.11 6.11.1

6.11.2


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NOV.15


Las condiciones que deberá cumplir los sistemas de medición de hidrocarburos gaseosos serán las siguientes: Para medidores primarios de tipo de diferencial de presión, las corrientes a medir serán monofásicas, específicamente gaseosas. Sólo será tolerable hasta un uno por ciento (1%) de volumen en otra fase. En el caso de que sea mayor al uno por ciento (1%), se deberá por aplicar sometida a aprobación parteotra deltecnología MPetroMin.de medición, la cual deberá ser Se deben incluir los medidores de variables que serán usadas con fines de compensación, tales como densitómetros o medidores de temperatura y presión estática, estos últimos en caso de inferir la densidad en base a las condiciones de operación.

6.12

Todos los instrumentos del sistema de medición deben tener certificado de calibración expedido por una entidad acreditada y reconocida por PDVSA y MPetroMin. Igualmente, el sistema debe ser certificado en sitio una vez completada su instalación. Este certificado debe estar soportado por los respectivos protocolos y cálculos.

6.13

La frecuencia de auditoría e inspección se debe acordar entre las partes.

6.14

Las condiciones estándar para hidrocarburos líquidos y gaseosos deben ser 15,6°C (60°F) y 1 atmósfera (1,01325 Bar o 14,7 psig). Para cualquier otro producto, las condiciones se acordarán entre las partes.

6.15

La tecnología a usar debe ser adecuada para las características del proceso y cumplir con los resultados del estudio costo–riesgo–beneficio y regulaciones legales relacionadas, con el fin de satisfacer los niveles requeridos de incertidumbre y calidad de las mediciones, con preferencia a productos de desarrollo nacional:

6.15.1 6.15.2

Medición de nivel. Se usarán tecnología radar con precisión de más o menos un milímetro ( 1,0 mm), los cuales deberán tener instalado un sello metrológico. Medición de temperatura en tanque. Se utilizarán medidores de temperatura múltiples RTD’s denominados MRT, o múltiples termocuplas con compensación con RTD denominados MTT, o cualquier otra tecnología que permita la medición de la temperatura promedio del contenido de un tanque, de bajo mantenimiento

6.15.3

y(con de más o menos tres (3) décimas por ciento de grado centígrado 0,3precisión °C.). Medición interfaz de agua libre. Se utilizarán medidores con tecnología de bajo mantenimiento y no afectada por incrustaciones y acumulaciones sobre el sensor, con precisión de más o menos dos milímetros ( 2,0 mm).


6.15.4


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NOV.15


Sistema de cálculo de volumen en tanques deberá cumplir con lo siguiente:  Debe ser dedicado para la función e independiente del sistema de control de la planta.  Matemática de Punto Flotante.  Consola para mantenimiento.  Despliegue gráfico de la cantidad acumulada y de la hora de inicio de la integración, o de la duración de la acumulación.  Comunicación directa y digital con la electrónica del editor, a fin de aprovechar la máxima resolución y precisión del medidor.  Alimentación eléctrica de calidad y con respaldo a fin de asegurar un suministro contínuo.  Inmunidad contra las interferencias electromagnéticas.  Capacidad instalada para comunicación con sistemas de control. 6.15.5 Medición de flujo de líquidos. Se utilizarán equipos con precisión de más o menos veinticinco centésimas por ciento (  0,25 %) y de rendimiento comprobado en las aplicaciones específicas de la industria. 6.15.6 Medición de temperatura en línea. Se utilizarán RTD’s con precisión de más o menos una décima por ciento de grado centígrado ( 0,1.). 6.15.7 Medición de presión en línea. Se utilizarán medidores de presión tipo diafragma con una precisión de más o menos dos centésimas por ciento ( 0,02). 6.15.8 Medición corte de agua. Se utilizarán medidores de última tecnología con precisión de más o menos dos décimas por ciento ( 0,2 %). 6.15.9 Medición de densidad. Se utilizará principio de medición por vibración de última tecnología con precisión de más o menos una décima por ciento ( 0,1 %). 6.15.10 Tomamuestras automáticos. Se utilizarán método de muestreo en línea o en lazo de muestra, de acuerdo a las recomendaciones del manual de medición de petróleo de la API, con una repetibilidad de frecuencia de la toma de la muestra de más o menos cinco décimas por ciento ( 0,5 %.) 6.15.11 Para la medición de gas con placa de orificio se cumplirán las limitaciones indicadas en la última versión de la norma ISO 5167–1, especialmente: 1. Incertidumbre en la medición del diámetro interno de la tubería: más o menos cero coma cuatro por ciento ( 0,4%) 2. Incertidumbre en la medición del diámetro del orificio, promediado según se especifica en la norma: menor que más o menos cero coma cero siete por ciento ( 0,07%). 3. Los tramos rectos antes y después del elemento de medición, serán los máximos mostrados en la tablas respectivas de la norma ISO 5167–1 (valores sin paréntesis) o de la norma AGA reporte 3 en su última revisión.



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NOV.15


La conexión del proceso para la medición de temperatura y/o presión se debe realizar aguas debajo de la placa de orificio, después y lo más cerca posible del meter run, tal como se especifica en las normas ISO 5167 o AGA reporte 3, (Ver Figura 1). Fig 1. CARRERA DE MEDICIÓN Y UBICACIÓN DE MEDIDORES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA 4.

FT

PT TE

5.

6.

7.

meterrun meterrun Toda placa de orificio que no se ajuste a las normas AGA o ISO deberán ser remplazadas. La relación del diámetro del orificio entre el diámetro interno de la tubería (relación Beta), será mayor o igual a cero como tres (0,3) y menor o igual a cero coma sesenta y siete (0,67). El equipo de cálculo deberá calcular el caudal completamente

compensados en presión y temperatura. El uso de otras tecnologías para medición primaria de flujo de gas natural, distinto al de placa orificio, toberas, venturi, coriolis, turbina, ultrasonido o Tipo cono, deberán estar en estricta concordancia con estas normas y las normas internacionales AGA reporte 3 o la norma ISO 5167. Se debe someter a la aprobación de PDVSA y MPetroMin el uso de dicha tecnología. 9. Para realizar los cálculos de volúmenes de hidrocarburos gaseosos es necesario tener en la fase de configuración de los equipos, el análisis físico – químico del gas, con el fin de disponer de los valores de densidad y compresibilidad del gas. Posteriormente los valores de densidad y compresibilidad del gas deberán ser actualizados cuando las condiciones lo requieran. En medición de hidrocarburos gaseosos, La medición de composición en línea será requerida cuando se presenten las condiciones siguientes: 8.

6.15.12

1.

2.

Cuando el monto a la venta o la regalía se calcula en función de la composición delasociado gas, además del volumen transferido. Cuando las variaciones de la composición bajo condiciones normales del proceso ocasionan variaciones de la propiedad usada para los cálculos contables en más o menos uno por ciento (± 1%).



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1

NOV.15


Cuando se requiere el cálculo de varias propiedades. Cuando se usa analizador de composición, se deberán prever en la instalación de los medidores, puntos dedicados a la extracción de muestras, debidamente acondicionados de acuerdo con lo indicado en esta Norma Técnica. En el caso de que la magnitud de interés sea el caudal, pero las variaciones de 3.

6.15.13 6.15.14

6.15.15

6.15.16 6.15.17

6.15.18

composición gas generen de densidad superior a más o menos uno por cientodel (±1%), se podrávariaciones usar un analizador de composición en línea o un densitómetro. El analizador de composición deberá instalarse en la línea troncal principal de transporte del gas, preferiblemente a la salida de la planta de procesamiento o de la última planta o etapa de compresión del sistema de transporte de gas. Si el sistema de transporte posee múltiples fuentes de gases con diferentes líneas troncales, el punto de análisis de la composición y densidad del gas se debe efectuar aguas abajo de la conexión de la última línea troncal, para el caso de que no existan ramales de distribución entre la conexión de un troncal y otro, de lo contrario se deberá instalar un punto de análisis de composición y densidad del gas en cada nodo común de bifurcación de ramales de transporte ubicado entre las conexiones de las líneas de transporte. Los resultados de los análisis, de ser requeridos para los cálculos de volumen, deberán ser procesados y alimentados en forma automática a los equipos electrónicos de medición y cálculo de volumen de gas. Cuando se requiera una propiedad específica del gas, además del volumen, se podrá incluir en las mediciones un analizador de la propiedad que se requiere, tales como: 1. Poder calorífico. Humedad. 2. Acido sulfhídrico (Sulfuro de Hidrógeno, H2S). 3. 4. Anhídrido Carbónico (CO2). Estos analizadores serán necesarios cuando lapropiedad requerida varíeen más o menos uno por ciento (±1%). Computadora de Flujo. Se emplearán equipos de última tecnología, con las siguientes características:  



Debe cumplir con norma API MPMS Capítulo 21.1. Debe ser dedicado para la función e independiente del sistema de control de la planta. Apropiado para el ambiente en donde será instalado y de acuerdo a la clasificación eléctrica de área.

 Menú Principal   

  



 

6.16


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NOV.15


Matemática de Punto Flotante. Frecuencia de muestreo debe ser igual o menor a un (1) segundo. Algoritmo de integración con error menor a T x Q, donde T es el período de 2 muestreo y Q el caudal instantáneo medido. Capacidad de reposición solo mediante uso del password. Despliegue gráfico de la cantidad acumulada y de la hora de inicio de la integración, o de la duración de la acumulación. Comunicación directa y digital con la electrónica del editor, a fin de aprovechar la máxima resolución y precisión del medidor. Alimentación eléctrica de calidad y con respaldo a fin de asegurar un suministro continuo. Inmunidad contra interferencias electromagnéticas. Capacidad instalada para comunicación con sistemas de control.

La calibración de los instrumentos se debe realizar con los siguientes métodos:    

 



Medidores de flujo: probador de volumen. Medidor de presión: peso muerto o calibrador portátil certificado. Medidor de temperatura: baño térmico o calibrador portátil certificado. Medidor de corte de agua: análisis de muestras en laboratorio utilizando el método de destilación o el Karl Fischer (ASTM D–4928). Medidor de densidad: Mediante uso de Picnómetro. Computador de Flujo: Simulación de señales de acuerdo al tipo de medidor de flujo. Radar medición de nivel: Se utilizará método recomendado en la norma OIML R–85 ó mediante aforo usando cinta certificada.

6.17

El sistema de medición, debe al menos, incluir los siguientes componentes funcionales:  Medición automatizada de cantidad.  Medición automatizada y/o manual de calidad.  Cómputo automatizado.

6.18

El sistema de medición se debe diseñar para un nivel de disponibilidad acordado entre las partes, y operar con una alta confiabilidad, seguridad y rendimiento.

6.19

Medición de todo el flujo o volumen

6.19.1

Las conexiones de los medidores o tanques en un sistema de medición deberán ser realizadas de forma tal que no sea posible el desvío de flujo por una ruta que no pase a través de los medidores o tanques.



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6.19.2

En el caso de medición en línea, no se de berá instalar desvío a los medidores, salvo ciertas excepciones debidamente justificadas. El dimensionamiento del sistema de medición debe ser realizado de tal manera que permita poner fuera de servicio y/o realizar mantenimiento aun medidor, con el resto de los medidores en servicio, sin necesidad de desviar ninguna cantidad de flujo.

6.19.3

En caso de requerir la instalación de desvío, ésta deberá estar provista de una válvula de bloqueo con alta integridad de hermeticidad de tipo doble bloque y purga, provisto de candado y sello que garantice el mantenimiento de la válvula en posición cerrada. Asimismo, se pueden instalar dos válvulas con candado en su posición cerrada y colocar una brida ciega entre las válvulas. El monitoreo de la salida de purga se puede verificar en forma manual o automática.

6.19.4

En el caso de medición de volumen en tanques, deberá existir un mecanismo de bloqueo que no permita el vaciado del tanque, cuando dicho tanque se esté llenando o viceversa.

7

CONSIDERACIONES DE CALIDAD EN LAS MEDICIONES 7.1

La selección de los puntos de medición deberá permitir la obtención del nivel de incertidumbre acordado, usando tecnología disponible.

7.2

La instalaciónendeloslosestándares medidoresdedebe cumplir con los requerimientos mínimos establecidos diseño y recomendaciones de los fabricantes para cada tipo de medidor en particular, con el fin de garantizar la calidad en las mediciones.

7.3

Se debe tomar en cuenta las características del proceso en los puntos de medición, para compensar la medición de acuerdo a los requerimientos mínimos establecidos en los estándares de diseño y recomendaciones de los fabricantes para cada tipo particular de medidor, con el fin de lograr la medición de volumen/masa con la incertidumbre acordado para el sistema.

7.4

Las mediciones se deben realizar usando el rango lineal del sensor o medidor.

7.4.1

Información del sensor La hoja de datos del sensor debe contener la información requerida en las Normas depara PDVSA para con cadalas tipoleyes de sensor, así como la información adicionalTécnicas requerida cumplir y regulaciones que rigen las características de medición del producto específico. Las características del mesurando se debe proveer en la hoja de especificación del sensor.



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7.5

Rango de operación. El sistema de medición debe satisfacer las condiciones operacionales del diseño, sin causar ningún tipo de restricción del rango del flujo o medición de volumen, ni alterar la calidad de las mediciones y cálculos. La rangobilidad y resolución del sensor debe cumplir con los requerimientos de operación.

7.6

Los sensores deben paraforma obtener representativos y realesserde apropiadamente las variables de ubicados proceso, que partevalores de la ecuación de medición.

7.7

Se deben usar carrera de medición o Enderezador de flujo, si es requerido, para lograr la incertidumbre requerida.

8

CONSIDERACIONES DE C ONSTRUCCIÓN E IN STALACIÓN 8.1

Se deben usar las normas correspondientes para cada tipo de instrumento de medición.

8.2

Las conexiones de tubería o sistema de transporte de producto debe ser construido de manera apropiada para evitar cualquier posible desviación inadvertida del producto a través de otra ruta diferente al del sistema de medición.

8.2.1

No es permitido baipás del medidor en línea, excepto cuando sea plenamente justificado y previo acuerdo entre las partes. En este caso se debe proveer válvulas de bloqueo y baipás con sello de posición, de acuerdo a las guías de diseño mecánico y hermeticidad de cierre definida en las normas que regulan el proceso.

8.2.2

Para medición de volumen en tanque y recipientes, se debe disponer de un mecanismo de bloqueo en las válvulas de aislamiento de entrada y salida, para evitar vaciado inadvertido del tanque o recipiente, durante el proceso de llenado/vaciado del tanque/recipiente.

8.2.3

Para la medición de sólido en sistema de pesaje en cinta transportadora, se debe instalar mecanismo para evitar la caída, extracción o pérdida del producto transportado en la cinta.

8.3

El sistema de medición debe incluir estructuras, soportes y fundación estables y libre de vibraciones que pudiera afectar la precisión y o repetibilidad de las mediciones.

8.4

El sistema de medición debe ser provisto con una cerca o límite de confinamiento para limitar el acceso de personas no autorizadas.

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Índice manual

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NOV.15


8.5

El sistema de medición no debe ser ubicado cerca de fuente de calor que pudiera afectar la buena operación del sistema.

8.6

Todos los sistemas de medición deben estar provistos de conexión mecánica para la toma de muestras manuales.

8.7

En aquellos sitioslos donde PDVSA las operadoras, por razones no puedan instalar sistemas de y medición automática, en los técnicas puntos de fiscalización del gas natural sometido a impuesto o no, ordenados por el MPetroMin, deberán disponer de un registrador (disco o formato electrónico) para mediciones volumétricas. La información sobre las mediciones de las presiones y temperatura deberá ser trasladada a un computador que pueda leer directamente la información y realizar los cálculos volumétricos y/o energéticos, pasando dicha información en forma directa al computador instalado en el MPetroMin, todo de acuerdo con el Sistema Autónomo de Metrología de Hidrocarburos (SAMH). En aquellos casos donde el medidor maneje un volumen superior a 1.000 Mft3/D debe medirse la temperatura con fines de compensación (según normas técnicas del PetroMin).

8.8

En aquellos sitios donde PDVSA y las operadoras, por razones técnicas no puedan instalar los sistemas de medición automática para la fiscalización de hidrocarburos líquido sometido a impuesto o no, ordenados por el MPetroMin. La medición se realizará mediante aforo manual, usando cinta de aforo, instrumentos y tanque certificados. La información sobre las mediciones deberá ser usada para los respectivos cálculos de fiscalización.

9

REQUERIMIENTOS FUNCIONALES 9.1

Dimensionamiento El sistema de medición se debe dimensionar con una capacidad de N+1, de manera que la pérdida de un medidor no resulte en la necesidad de disminuir la capacidad de flujo o detener las operaciones, a menos que las partes acuerden lo contrario.

9.2 9.2.1

Desempeño

La calidad de las mediciones y los cálculos se deben mantener en todo el rango normal de operación de la planta o instalación. 9.2.2 Los ruidos, condiciones ambientales y perturbaciones normales del proceso no debe afectar la calidad de las mediciones y cálculos. 9.2.3 El sistema debe tener un mecanismo confiable para el manejo y registro de la fecha y la hora.



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NOV.15


9.2.4

El sistema debe tener un mecanismo para almacenar el total acumulado del flujo/masa/volumen para cada medidor, así como del total del sistema. Estos valores no pueden ser reiniciados a cero, a menos que se hayan establecidos de mutuo acuerdo entre las partes, procedimientos apropiados de control de camb io.

9.2.5

El sistema de medición opcionalmente controlará automáticamente al sistema de toma muestras, en caso de tener dicho sistema.

9.2.6

El método de operación del sistema de toma de muestras; manual o automática, debe ser acordado entre las partes y aprobado por la organización custodia/operación del sistema de medición.

9.2.7

Las mediciones y cálculos se deben reportar en unidades de ingeniería acordadas entre las partes.

9.2.8

Los cálculos compensados del volumen para cada medidor y para el flujo, volumen y masa total del sistema de medición, se debe implantar en una computadora de flujo/volumen/masa especificada y dedicada para este propósito. No se debe usar PLC, PAC, RTU, SCADA o DCS para la realización de los cálculos.

9.2.9

El computador de flujo/volumen/masa debe tener algoritmos y tablas de cálculos pre–configurados para determinar el flujo y volumen compensado según norma API MPMS, AGA reporte 7 y AGA reporte 8, ISO 5167–1, ISO 6976, ISO 9951, ISO 12213–1, ISO 12213–2 e ISO 12213–3 para la medición específica de flujo/volumen/masa del fluido o material. También debe tener la capacidad de generar algoritmos de compensación customizados. Los algoritmos de compensación específico a ser usados debe ser determinado por las leyes y regulaciones o acordados entre las partes, cuando esto es permitido por laseyes l y regulaciones.

9.2.10

Las aproximaciones de los valores medidos y cálculos deben tener un error menor de  0.0001%, excepto si se acuerda otro valor entre las partes.

9.2.11

Las conversiones A/D y D/A deben ser de al menos 14 bits, excepto cuando las partes acuerden otro valor.

9.2.12

Las mediciones deben ser realizadas con un intervalo de tiempo que depende del principio de medición, excepto cuando las partes acuerden otro valor.

9.2.13

La disponibilidad operacional debe ser un parámetro de diseño del sistema de medición. partes. El valor de disponibilidad del sistema debe ser acordada entre las

9.2.14

La disponibilidad operacional para el sistema de medición puede ser obtenida a través de redundancia de equipos y/o procedimientos operacionales alternativos acordados entre las partes.


9.2.15 9.2.16

9.2.17

9.2.18

9.2.19

9.2.20 9.2.21

9.2.22 9.2.23 9.2.24 9.2.25


Índice volumen


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NOV.15


Las señales de los medidores redundantes, si se usan, debe tener un intervalo máximo de retardo de 0,5 segundo de la señal principal del medidor, excepto cuando las partes acuerden otro valor. Se deben proveer indicaciones locales y remotas. Estos deben incluir los valores de volumen y masa, así como también de los valores totalizados. Se debe proveer indicaciones para la presión, temperatura, densidad y calidad del producto, en los casos que apliquen, excepto cuando las partes acuerden otra cosa. El computador de flujo/volumen debe aceptar entradas manuales de las variables requeridas para calcular el volumen compensado, excepto cuando las partes acuerden lo contrario. La entrada manual o modificación de datos en el computador de flujo debe ser realizada de acuerdo con un procedimiento acordado entre las partes y su acceso debe estar protegida mediante clave. Todos los cambios deben ser registrados en la bitácora del computador de flujo/volumen para propósito de auditoría y trazabilidad. Las computadoras de flujo/volumen en sistemas con múltiples carreras de medición, debe tener la capacidad de integrar y administrar simultáneamente múltiples medidores de una o varias tecnologías, excepto cuando las partes acuerden lo contrario. El computador de flujo/volumen debe tener al menos registros permanentes de al menos 8 bits, para guardar los valores instantáneos de flujo/volumen y flujo/volumen total acumulado, excepto cuando las partes acuerden el uso de otro valor. Para evitar el conteo de los acumuladores de flujo/volumen/masa, producido por falsas señales cuando no está pasando producto a través de los medidores, el computador deberá estar provisto con la función de desconexión (drop–out). El computador de flujo/volumen debe tener despliegue alfanumérico para permitir el despliegue de al menos del valor de flujo/volumen instantáneo, la cantidad acumulada, la hora de inicio de la integración, la duración de la acumulación de volumen/masa y las variables medidas y constantes usados en los cálculos. El computador de flujo/volumen debe estar provisto con un pr ocesador con matemática de punto flotante de 32 bits, excepto cuando las partes acuerden otro valor. Los ciclos de cálculos en el computador de flujo/volumen, dependerá del principio de medición, excepto cuando las partes acuerden el uso de otro valor. El computador de flujo/volumen/masa debe tener la capacidad de comunicarse con el sistema de control y protocolo acordado entre las partes. El computador de flujo/volumen/masa debe tener la capacidad de comunicarse con equipo especificado de computadora portátil.



Índice volumen


1

NOV.15


9.2.26

El computador de flujo/volumen/masa debe tener la capacidad de almacenar al menos las mediciones y valores promedio en término de tiempo, de al menos 30 días. El sistema debe tener la capacidad de mantener los datos aún en caso de falla de la alimentación eléctrica.

9.2.27

El sistema debe tener la capacidad de mantener su configuración aún en caso de falla de la alimentación eléctrica.

9.2.28

El sistema de medición debe generar como mínimo los siguientes reportes:  Flujo bruto, flujo compensado, tasa de masa, temperatura, presión, densidad y otros valores instantáneos de variables de proceso.  Todos los volúmenes totales acumulados durante un período, mostrando la fecha y hora de inicio/culminación.  Alarmas y registros estándares del sistema.  Reportes acordados entre las partes. El software para el cálculo y aplicación de los datos no debe ocupar más del 70% de la memoria, excepto cuando el uso deotro valor sea acordado entre las partes.

9.2.29 9.2.30

Las aplicaciones y comunicaciones en el computador de flujo/volumen/masa no debe usar más del 70% de la capacidad del CPU, excepto cuando el uso de otro valor sea acordado entre las partes.

9.2.31

El computador de flujo/volumen/masa debe tener instalado una capacidad adicional de 25% de entradas, excepto cuando el uso de otro valor sea acordado entre las partes.

9.2.32

Las constantes y rangos de operación deben ser almacenados en el computador de flujo/volumen/masa.

9.2.33

La alimentación eléctrica del sistema de medición debe estar respaldada.

9.3

Certificación

9.3.1

Las mediciones y cálculos correctos que realice cualquier sistema de medición deberán ser verificados y validados antes de la puesta en servicio del sistema.

9.3.2

Los siguientes componentes que conforman el sistema de medición o se usen para verificar calibración deben ser certificados por el ente acreditado: 2.

Computadora de Flujo Sistema cálculo de inventario

3.

Medidores de flujo

4.

Medidores de nivel

1.




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Índice volumen

1

NOV.15


5.

Medidores de temperatura

6.

Medidores de presión

7.

Medidores de densidad

8.

Medidores de gravedad

9.

11.

Medidores de corte de agua Tanque de crudo destinado para medición fiscal, transferencia de custodia o venta Cintas de aforo

12.

Cromatógrafos

13.

Analizadores

14.

Tomamuestras automático

15.

Entre otros

10.

9.3.3

Índice manual


Todos los equipos e instrumentación usados para la verificación de calibración deben ser certificados por el ente acreditado: 1.

Probadores de sistema de medición de flujo

2. 3.

Tanques probador Pesos muertos

4.

Baños térmicos

5.

Entre otros

9.3.4

El computador de flujo e instrumentación de medición debe estar provistos con cerradura y sello físico y virtual, para prevenir el acceso y modificación no autorizada de la calibración, base de dato y algoritmos de cálculos.

9.3.5

Todo sistema de medición debe ser certificado anualmente, excepto cuando las partes acuerden otro lapso.

9.3.6

Una empresa independiente debidamente acreditada por el Ministerio de Petróleo y Minerías de Venezuela (MPetroMin), que no tenga ninguna relación comercial con las partes, ni con los equipos a verificar, y aceptada por las partes debe la verificación certificación en cumplimiento de la Ley derealizar Metrología y normasyaplicable parade el calibración, fluido o producto a ser medido.

9.3.7

Los sistemas de probadores deben tener Certificado de Calibración válido, emitido por un laboratorio o agencia de prueba acreditada, en cumplimiento de la Ley de Metrología de Venezuela.




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9.3.8

9.4

Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


Como mínimo, la frecuencia de re–certificación de los sistemas de probadores, debe cumplir con las normas API y AGA indicadas en la referencias de esta norma, para el fluido a ser medido. Las partes pueden acordar una frecuencia mayor.

Incertidumbres

9.4.1

El error total y valor de incertidumbre del sistema debe estar dentro de los límites requeridos por las leyes y regulaciones locales y/o contrato realizados entre las partes.

9.4.2

El diseño del sistema de medición debe incluir la estimación de incertidumbre en concordancia con las normas ISO 5168 y OIML P17. Los detalles de esta estimación debe ser registrada y estar bajo la custodia del operador del sistema de medición, y estar disponible en el sitio para su verificación o propósito de auditoría.

9.5

Disponibilidad/Respaldo

9.5.1

Los sistemas de medición deben tener características constructiva y operacional que garantice la disponibilidad acordada entre las partes. El valor de disponibilidad dependerá del análisis de costo–beneficio–riesgo.

9.5.2

Se deben establecer procedimiento de medición alterna (respaldo), acordado entre las partes, para el caso de que el sistema de medición esté fuera de servicio. Se debe mantener la continuidad operacional del sistema de medición, aun en situaciones de mantenimiento de un medidor o tanques de medición. A tal fin, la infraestructura para la medición se debe dimensionar para poder manejar la totalidad del flujo, aún cuando un sistema de medición está fuera de servicio. En el caso de la medición en tanques no se acostumbra colocar redundancia de sistemas de medición, al fallar el medidor, se puede usar el método de aforo manual, previa autorización del MpetroMin. En el caso de sacar fuera de servicio un tanque, la cantidad de tanques remanentes debe ser apropiada para manejar la totalidad del flujo.

9.5.3

9.5.4

También es necesario considerar el respaldo de energía eléctrica para mantener los equipos de procesamientos y cálculos funcionando, aun cuando se interrumpa el bombeo de fluido a través del sistema por el paro de las bombas. En el caso de medición de flujo en línea, ésta se realiza con la finalidad de poder medir el flujotambién que aún garantiza continúa pasando debido ade la inercia mecánica.del El flujo respaldo de energía la preservación la información o volumen total acumulado y otras variables.

9.5.5

La disponibilidad operacional deberá ser considerada para el procesamiento o cálculo del volumen.



Índice volumen


1

NOV.15


9.5.6

Como medida de prevención se deberán establecer procedimientos de contingencia, en caso de fallas en algún equipo o del sistema completo de medición.

9.5.7

La disponibilidad del sistema se podrá incrementar con el uso de equipos con capacidad de auto diagnóstico, tanto en el arranque como durante la operación normal de los equipos.

9.5.8

En caso de fallas de alimentación eléctrica, el sistema deberá ser capaz de efectuar un paro ordenado y reiniciar automáticamente al reestablecerse la energía eléctrica.

9.5.9 El sistema deberá tener un medio confiable para el manejo de la fecha y la hora del funcionamiento del sistema. 9.5.10

El sistema deberá tener un medio para almacenar el volumen total acumulado en cada medidor o tanque, así como el total del sistema. Estos valores acumulados no podrán reposicionarse a valor cero, a menos que se utilice un procedimiento de seguridad diseñado para tal propósito.

9.5.11

Los procedimientos de contingencia se deben establecer para manejar la falla de cualquier dispositivo de medición o de todo el sistema de medición.

9.5.12

Los programas y aplicaciones deben incluir rutinas de manejo de errores para evitar la paralización ejecución de las tareas y los cálculos debido al procesamiento de datosdeinválidos o fuera de límites.

9.5.13

9.6 9.6.1

Para garantizar la disponibilidad y continuidad operacional, se deben establecer y acordar entre las partes, y según las normas pertinentes, los procedimientos de prueba, frecuencia de calibración y mantenimiento preventivo del sistema de medición.

Procedimientos de Contingencia Además de las previsiones que puedan ser tomado para mantener la continuidad operacional del sistema de medición, los procedimientos operacionales de estos sistemas deben incluir procedimientos de contingencia para las mediciones y cálculos, en caso de que el sistema de medición no pueda ser usado. El tipo de procedimiento y método de implantación debe ser acordado entre las partes.

9.6.2 Si se presenta una eventualidad en las mediciones o cálculos de hidrocarburos, PDVSA o las empresas operadoras tiene hasta 2 horas para solventar la situación. Si a las 2 horas no se logra solucionar el problema se deberá notificar inmediatamente al MPetroMin, el cuál concede 72 horas de plazo para solventar el problema. Cualquier extensión del tiempo deberá ser autorizada por el MPetroMin.



Índice volumen


1

NOV.15


9.6.3

Durante el lapso en el cual se aplican procedimientos de contingencias, la operadora deberá suplir los recursos de personal y logística necesarios para realizar las actividades de contingencias.

9.6.4

Contingencia de medición de nivel en tanque:  El método de contingencia es la medición manual del nivel del tanque y/o

9.6.5

medición de la variable de la instrumentación querigen está lafuera de servicio, enmanual concordancia con las regulaciones y normas que medición de cada variable en el producto.  En sistema de medición de nivel de hidrocarburos, el método de contingencia a seguir es el de aforación manual del tanque y/o medición manual de las variables cuya instrumentación está inhabilitada, siguiendo los procedimientos estipulados en el Manual de Medición del API (API MPMS). Las mediciones deberán realizarse lo más cercano a la hora de cierre establecido en esta misma norma. Los datos allí obtenidos de la medición manual se introducirán manualmente en el sistema de cálculo de volumen.  Si el sistema de cálculo de volumen de crudo está inhabilitado, sedeberá hacer el cálculo en forma manual, con los valores de mediciones obtenidos de las mediciones automática o manual y siguiendo la metodología establecida en el Manual de Medición del API (API MPMS).  Se deberá dejar constancia por escrito de los valores de las mediciones manuales y/o de los resultados de los cálculos realizados en forma manual. Contingencia de medición dinámica:  En ausencia de un medidor de flujo/masa en un sistema de múltiples medidores y la capacidad remanente del sistema no puede manejar el flujo total, la primera opción es operar a menor capacidad para evitar exceder el rango máximo de flujo de cada medidor. Los medidores de flujo/masa no debe ser operado fuera de su rango normal de operación. Ya que los resultados de las mediciones no son confiables bajo esa condición.  La segunda opción es desviar el flujo del medidor dañado y realizar la medición usando un método alterno antes o después del medidor. El método de medición alterno debe ser acordado entre las partes.  Para la medición de hidrocarburos, el Método alterno de medición deberá estar aceptado por la operadora y el MPetroMin.  Para la medición de hidrocarburos, si falla el medidor de temperatura o presión, previa autorización de la operadora y del MPetroMin se usará para el cálculo de volumen, el valor promedio de la presión o temperatura, según sea el medidor inhabilitado, de los tres (3) últimos días antes de la falla del elemento de medición. Dicho valor promedio será introducido manualmente en el computador de flujo.

 Menú Principal 



9.6.6 9.6.7


Índice volumen


1

NOV.15


Para la medición de hidrocarburos, si falla el medidor de densidad o porcentaje de agua, previa autorización de la operadora y del MPetroMin se usará para el cálculo de volumen, el valor de muestras recolectadas en el sistema de medición a la hora de cierre. Dicho valor será introducido manualmente en el computador de flujo. Para la medición de hidrocarburos, si el sistema de cálculo de volumen está

inhabilitado, se deberáde hacer el cálculo en forma manual con los valores de mediciones obtenidos las mediciones automática o manual y siguiendo la metodología establecida en el Manual de Medición del API.  Se deberá dejar constancia por escrito de los valores de las mediciones manuales y/o de los resultados de los cálculos realizados en forma manual. Contingencia de medición de peso:  Se debe acordar entre las partes un método alterno de medición. Los datos obtenidos de la medición manual o alterno debe ser introducido manualmente en el sistema de cálculo de flujo/volumen/masa.

9.6.8

Si el sistema de cálculo de flujo/volumen/masa está fuera de servicio, los cálculos con los valores de medición obtenidos de las mediciones automáticas o manual, deben ser realizados manualmente, usando la metodología establecida en las normas o regulaciones para el producto, o por un método acordado entre las partes.

9.6.9

Los valores de mediciones manuales yo resultados de cálculos realizados en forma manual, deben ser notificados por escrito y validados por las partes.

10 REQUERIMIENTOS OPERACIONALES La operación normal del sistema debe ser totalmente automática, con capacidad de operación manual bajo procedimientos establecidos entre las partes. Para sistemas con múltiples medidores en paralelos, los procedimientos deben establecer el número óptimo de medidor a ser usados para cada condición específica de operación.

10.1

Ambiente Operacional Los equipos del sistema de medición deben tener la capacidad de operar en ambiente industrial, y de ser requerido, deberá ser a prueba de intemperie y aprobado para operar en áreas eléctrica clasificadas.

10.2

Monitoreo Todos los valores de cantidades y calidad del producto, con propósito de venta, fiscal o transferencia de custodia deben ser monitoreados y registrado.




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10.3

Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


Toma de Muestras

10.3.1

El sistema de medición debe ser provisto con extractor de muestras o facilidades para permitir la toma de muestra representativa del producto. Los puntos de toma de muestras serán ubicadas tan cerca como sea posible a los sensores de medición de calidad y propiedad física del producto.

10.3.2

El sistema de toma de muestra debe estar provisto conexiones,de válvulas de aislamiento y dispositivos de seguridad para permitircon la recolección muestras de una manera segura y confiable, sin contaminar o degradar las muestras del producto. La toma de muestras de productos de hidrocarburos debe cumplir con la norma API MPMS para medición de hidrocarburos líquidos e ISO 10715 para medición de gas. Se requiere por lo menos de dos (2) recipientes receptores de muestras, uno de los cuales estará recibiendo la muestra proveniente del extractor y el otro se mantendrá en condición de respaldo para comenzar a recibir la muestra cuando se reciba la orden respectiva del controlador o cuando el operador haga el intercambio en forma manual. Los recipientes deberán ser colocados dentro de un gabinete apto para operar bajo las condiciones ambientales y de clasificación de áreas propias de la aplicación y ubicado lo más cerca posible del punto de extracción. Para la recolección de las muestras de gas se deberán usar recipientes de tipo transportable con capacidad de 1000 ml, de tipo pistón flotante con retropresión proporcionado por un gas inerte, indicador de posición del pistón e interruptores de límite de carrera para el llenado máximo. Los recipientes recolectoras de muestras deberán incluir las tomas adecuadas para ser conectada al mezclador de laboratorio.

10.3.3 10.3.4

10.3.5

10.3.6

10.4 10.4.1 10.4.2

10.4.3

Cálculo de Fiscalización El volumen se obtendrá como resultado de una serie de cálculos con datos obtenidos de los sensores, medidores, factores y constantes de cálculos. Los cálculos se deben realizar de acuerdo con los métodos y ecuaciones definidas en las regulaciones de medición del producto y estar de acuerdo con los procedimientos acordados entre las partes. Desde el punto de vista de medición fiscal de crudos, los lapsos de fiscalización son como se indica a continuación: 1. La fiscalización del petróleo en las instalaciones se debe efectuar a la hora de culminación del día de operación (hora de los cierres de movimientos e inventarios de hidrocarburos líquidos): las 12:00 horas del mediodía

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Índice manual


1

NOV.15

Página 43

Índice volumen

Índice norma

10.4.4

El Balance Diario de Producción Fiscalizada se inicia a las 12:00 horas del mediodía del día actual y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del día siguiente. 3. El Balance Mensual de Producción Fiscalizada de Hidrocarburos Líquidos se inicia a las 12:00 horas del mediodía del último día del mes anterior y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del último día del mes actual. 4. El Balance Anual de Producción Fiscalizada de Hidrocarburos líquidos se inicia a las 12:00 horas del mediodía del 31 de Diciembre del año anterior y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del 31 de diciembre del año actual. Desde el punto de vista de medición fiscal de hidrocarburos gaseosos, los lapsos de fiscalización son como se indica a continuación: 1. Los días de operación terminan a las 12:00 horas del mediodía, lo cual indica que los cierres de movimientos de hidrocarburos gaseosos deben hacerse a esa hora. 2. La fiscalización diaria del gas natural se efectuará en las instalaciones a la misma hora. 3. El balance diario de producción fiscalizada se inicia a las 12:00 horas del mediodía y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del día siguiente. 4. El balance mensual de producción fiscalizada se inicia a las 12:00 horas del

10.4.5

mediodía del último último día díadel delmes mesactual. anterior y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del El balance anual de producción fiscalizada de hidrocarburos gaseosos se 5. inicia a las 12:00 horas del mediodía del 31 de Diciembre del año anterior y finaliza a las 12:00 horas del mediodía del 31 de Diciembre del añoactual. El equipo de cálculo debe ser autocontenido y no debe ser compartido para funciones diferentes a los de los sistemas de medición fiscal/transferencia de custodia/venta. Las siguientes unidades de ingeniería con la cantidad de decimales indicadas, deben ser usadas para los cálculos, excepto cuando otras unidades sean acordadas por las partes:

2.

10.4.6

Variable Volumen de crudo Volumendegas Volumen de líquido

Unidad Barril m3 Piescúbicoestándar em3 stándar Lt m3

Decimales 2 3 5 5 2 2



Índice manual

Variable Masa

1

Índice norma

Unidad

Decimales 4 3 3 3

BPD Lt/s Mft

Flujo másico

MM ft3/h m3/h Ton métrica/h Kg/h ° API @ 60 °F

Gravedad de crudo CTL (Corrección de líquido por temperatura) Gravedadespecífica Densidad Densidadrelativa Contenidodeaguacrudo Contenido de agua gas Temperatura

3 3 3 3 3

3/h

Flujodegas

3 3 1

adimensional

(*) 4

adimensional Kg/m3 adimensional

%AyS

4 2 4 3

CSW

PPMv F

1 2 2 2 2 1 0

°

psi Kg/cm2 Bar Pulgadas de agua @ 68 °F mm de agua @ 20°C Hgdemm BTU/ft 3 Kcal/m3

Presión diferencial

Calorcalorífico Nivel Calidad vapor de

mm

– %

5

6 °

Presión

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Índice volumen

masa Kg Ton métrica GPM m3/h

Flujo líquido de


Pies pulgadas – M

0 2 2 2

2 1

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Variable Potencia eléctrica Potencia reactiva

Índice manual


1

Índice volumen

Índice norma

Unidad KW Kvar

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Decimales 2 2

(*) Cinco dígitos decimales a temperaturas arriba de la temperatura estándar (60°F y 15°C) y cuatro dígitos decimales a temperaturas por debajo de la temperatura estándar. de de las latablas impresas limita al usuario a cuatro dígitos decimales arribaEly uso debajo temperatura estándar. 10.4.7 El cálculo de volúmenes de hidrocarburos líquido en sistema de medición dinámica, se debe realizar de acuerdo a lo indicado en la norma API MPMS 12.2. 10.4.8 El cálculo de volúmenes de hidrocarburos líquido en sistema de medición estática, se debe realizar de acuerdo a lo indicado en la norma API MPMS 12.1. 10.4.9 El cálculo de la gravedad API del crudo se debe realizar de la siguiente manera: a. Cálculo de Gravedad API Húmeda 1. Una vez obtenido el volumen total bruto estándar de todos los tanques correspondientes a un cargamento en particular (en barriles a 60 °F) y el peso bruto estándar en toneladas métricas brutas, se procede a calcular el coeficiente de toneladas métricas brutas: 

(Ton. Métricas Brutas Estándar)

Coeficiente Ton. Métricas Brutas (Barriles Brutos a 60 o F) 2. Una vez calculado el valor del coeficiente de Toneladas Métricas Brutas, se procede a compararlo con los valores de la tabla de gravedad API de crudo ASTM 13 y en caso de que no coincida con los valores indicados en dicha tabla, se tomará el valor más cercano y el API correspondiente a este valor, será la gravedad API del cargamento. b. Cálculo de Gravedad API Seca Con el resultado de la Gravedad API obtenido en el punto 1.2 y el porcentaje 1. de agua total contenida en el cargamento, se compara con latabla emanada del MPetroMin para determinar la gravedad API seca y dicha gravedad será la gravedad API seca del cargamento a 60°F. 10.4.10 El cálculo de volúmenes de hidrocarburos gaseosos se debe realizar de acuerdo a lo indicado en las normas AGA o ISO.

11 SEGURIDAD/INTEGRIDAD DEL PROCESO Y PARO 11.1

Las partes deben acordar la filosofía del paro del sistema de medición, así como los procedimientos de contingencia a seguir para determinar los volúmenes en caso de falla o paro del sistema de medición.



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1

NOV.15


11.2

Los procedimientos de contingencia deben ser traceables y auditables.

11.3

Para garantizar la integridad de los valores de las mediciones, es necesario mantener los ajustes de calibración y configuración en los elementos de medición, así como el uso de los valores adecuados de los factores, constantes y ecuaciones de cálculos.

11.4

La introducción de constantes y rangos en cualquier computador de flujo o volumen se debe realizar en la configuración inicial, en re–arranque del sistema después de una intervención mayor, o bajo comando de operador autorizado. Todas estas operaciones deben estar protegidas mediante clave.

11.5

Para evitar cambios no autorizados de los parámetros de calibración y configuración, algoritmos de compensación y modos de operación del sistema, el acceso para los ajustes y modificación de parámetros debe ser limitado y protegido mediante claves.

11.6

Cualquier ajuste y cambio de parámetro debe ser hecho localmente en el equipo. Si las partes, lo acuerdan, esta operación puede ser realizado remotamente, sólo si previamente se establecen procedimientos rigurosos, seguros y confiables de acceso.

11.7

Los sistemas de medición conectados a red deben estar limitado a funciones de sólo lectura desde direcciones autorizadas. La red de comunicación debe tener protocolo de seguridad y protección, tal como lo define la norma ISO IEC 3309.

11.8

Cualquier modificación o alteración de la base de datos, algoritmos de cálculos, ajuste de factores de cálculos, entre otros, se deberá realizar siguiendo un procedimiento previamente establecido por el MPetroMin.

11.9

El acceso a los algoritmos y parámetros de cálculos deberán estar restringido y protegido mediante códigos de acceso, al igual que el modo de selección de operación automático/manual del sistema.

11.10

La carga de constantes y rangos a el computador de flujo o volumen se deberá realizar en la inicialización de éste o el reinicio, bajo el comando del operador autorizado, previa introducción de un código de acceso.

11.11

Cualquier acción de cambio de parámetro en el sistema deberá ser reseñado en la bitácora del sistema indicando el valor anterior, el valor nuevo, la fecha, hora y código de acceso usado para realizar el cambio, es decir dejando la huella auditable del Sistema.



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1

NOV.15


11.12

Cualquier cambio a componente del sistema de medición fiscal, venta y transferencia de custodia debe ser completamente documentado por medio de procedimiento de control de cambios. Todos los cambios deben ser registrados en la bitácora del sistema, indicando los valores previos, nuevos valores, fecha, hora y clave usada para realizar los cambios, previo acuerdo entre las partes.

11.13

Se debe proveer aislamiento térmico o calentamiento/enfriamiento, de ser requerido, en la ubicación del sensor, para mantener el producto a las condiciones de operación.

12 REQUERIMIENTOS DE MANTENIBILIDAD 12.1

Se debe usar instrumentación estándar con bajo requerimientos de mantenimiento y calibración. Los valores de tiempo promedio de reparación (MTTR) y el tiempo promedio entre fallas (MTTF) deben ser solicitados a los suplidores y considerados como factor de toma de decisión en el proceso de análisis de las ofertas.

12.2

El sistema debe ser provisto con facilidades que permita el mantenimiento sin necesidad de sacar fuera de servicio el sistema de medición, excepto cuando las partes acuerden otra cosa.

12.3

Durante los mantenimientos normales del Sistema de Medición, se debe mantener en operación los sistemas del mismo, no afectados por el mantenimiento, a menos que las partes acuerden otra cosa.

12.4

Las válvulas deben ser instaladas para permitir el drenaje, despresurización y venteo, previo a su remoción para mantenimiento.

12.5

Se deben instalar facilidades deretención y recolección para contener el derrame o drenaje de producto durante las actividades de mantenimiento, y para la recolección de aguas de lluvia.

12.6

Los sistemas deben ser especificados con dispositivos y aplicaciones de diagnósticos y registro de alarmas para soportar de forma apropiada las actividades de mantenimiento.

12.7

Se requiere representación permanente de los fabricantes en Venezuela para asegurar servicio técnico y asistencia en un lapso de 48 horas.

12.8

Los servicios que deben estar disponibles son:

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NOV.15


Mantenimiento de campo. Suministro de repuestos. Servicios de entrenamiento.

13 REQUERIMIENTOS DE LÍMITES DE BATERÍA Los requerimientos de panel/caja conexión dededicada electricidad, comunicación o neumática, se deben hacer mediante de interfaz. Las conexiones de tubería de proceso deben estar claramente identificadas.

14 REQUERIMIENTOS DE PRUEBAS/COMISIONAMIENTO 14.1

PVSA se reserva el derecho de realizar las pruebas e inspecciones en las etapas definidas de manufactura/ensamblaje. El suplidor debe presentar un plan de ejecución, detallando fecha de construcción, pruebas y comisionado.

14.2

El suplidor debe emitir para aprobación de PVSA, los procedimientos de pruebas de aceptación de fábrica (FAT) y de aceptación en sitio (SAT).

14.3

El suplidor no debe llamar a PDVSA para la realización del FAT si el sistema no ha sido previamente inspeccionado y probado.

14.4

El suplidor debe preparar un reporte de todas las pruebas y sus resultados para ser sometido para la aprobación de PDVSA.

14.5

El sistema de medición debe ser probado y aprobado en fábrica (FAT), antes de su despacho a PDVSA.

14.6

El sistema de medición debe ser probado y aprobado en sitio (SAT) antes de ser puesto en servicio.

14.7

El suplidor debe demostrar y suministrar con las pruebas, al menoslos siguientes:

14.7.1

Certificado válido y actualizado de todos los equipos y herramientas de medición a ser usado en las pruebas FAT y SAT, emitidos por entidades acreditadas.

14.7.2

Documentación de ”como construido” del sistema para demostrar el cumplimiento con las especificaciones y requerimientos. Certificados de calidad, seguridad y calibración de los equipos del sistema de medición.

14.7.3 14.7.4

Manuales de operación y mantenimiento del sistema de medición.




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1

NOV.15


14.7.5

Licencias de los programas. Todas las licencias deben ser emitidas a nombre de PDVSA.

14.7.6

Capacidad y rendimiento de los equ ipos y programas del sistema de medición, a su máxima capacidad y funcionalidad.

14.7.7

Funcionalidades de comunicación del sistema de medición.

14.7.8

Precisión de los cálculos, conteo de contadores y totalizadores.

14.7.9

Determinación y verificación de calibración de los medidores y sus factores.

14.8

El suplidor debe corregir cualquier desviación detectada en el FAT y SAT y las pruebas asociadas deben ser repetidas.

14.9

En lo posible, la calibración debe ser realizada con producto de características similares al producto a ser medido. Se deben proveer los factores de conversión y equivalencias.

14.10

El suplidor es responsable por la realización de todas las pruebas (FAT y SAT) y también del comisionado y puesta en servicio del sistema de medición.

15 REQUERIMIENTOS DE PROTECCIÓN 15.1

Los sistemas de seguridad y protección se deben instalar de acuerdo a las normas de diseño y seguridad para infraestructura de proceso.

15.2

Los equipos deben cumplir con la clasificación eléctrica de área requerido en cada sitio en particular.

15.3

Las computadoras de flujo deben tener medios para limitar el acceso para la configuración o cambio de parámetros.

15.4

Todo equipo expuesto a la intemperie debe ser del tipo NEMA 4X.

15.5

Los componentes electrónicos deben tener protección para resistir ambiente marino y húmedo.

15.6

Para reducir los problemas causado por rayos, ruidos eléctrico y electromagnético y electricidad estática, todos los equipos eléctrico y electrónico deben estar provisto con las protecciones apropiadas contra transitorios de alta tensión eléctrica y descarga atmosférica, y deben ser conectado a un buen sistema de puesta a tierra.




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Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


15.7

Los equipos deben ser adecuadamente empacados y protegidos contra daños físicos, humedad y corrosión durante su transporte y almacenamiento.

15.8

Una vez completado el FAT, los probadores de medidores deben ser sellados y presurizados a baja presión con gas inerte para su transporte y almacenamiento, antes de su instalación definitiva. Se debe instalar un manómetro para verificar

15.9

la condición de presurización durante ese período. De ser aplicable, se debe proveer protección adicional contra la exposición a alta temperatura, exposición a ondas electromagnética, impactos, vibraciones, entre otros.

16 REQUERIMIENTOS AMBIENTALES 16.1

Para el diseño se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros:

16.1.1

Ambiente de operación (marino, costa afuera, en tierra, en desierto, entre otros).

16.1.2

Temperatura am biental.

16.1.3

Humedad relativa.

16.1.4

Altitud sobre el nivel del mar.

16.1.5

Clasificación eléctrica del área. Los equipos electrónicos a ser usados deben ser inmune a interferencia causado por campos electromagnético (EMI) y de radio frecuencia (RFI).

16.2 16.3

Los materiales de fabricación de la instrumentación deben ser aptos para el tipo de fluido/sustancia de proceso y las condiciones operacionales y ambientales.

17 REQUERIMIENTOS DE VERIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN 17.1

Los medidores deberán ser probados bajos las condiciones normales de operación de flujo, presión y temperatura.

17.2

Si los medidores son utilizados para contabilizar diferentes tipos de fluidos, entonces deberán ser probados con cada uno de los fluidos manejados.

17.3

Los medidores de nivel deberán ser probados bajo las condiciones normales de operación de presión y temperatura.

17.4

En los tanques que sean utilizados para medir diferentes tipos de fluidos, los medidores de nivel deberán ser probados con cada uno de los fluidos manejados.



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NOV.15


17.5

Los equipos para propósito de prueba de medidores deben ser del tipo establecido en las normas y regulaciones de medición del producto/sustancia, acordados entre las partes.

17.6

Los métodos de prueba deben cumplir con las normas que rigen la operación y mantenimiento del correspondiente dispositivo de medición, a menos que las partes acuerden otra cosa.

17.7

Los sistemas para pruebas deben ser provisto con Certificado válido de calibración.

17.8

La capacidad del probador debe estar acorde con lo recomendado en la tabla de selección del fabricante del probador, basado en tasa de flujo y diámetro de tubería.

17.9

La incertidumbre del sistema paraprueba debe ser al menos dos veces mejor que la incertidumbre del dispositivo de medición a ser probado. (API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS), Chapter 4.1).

17.10

El sistema para prueba puede ser de tipo móvil/transportable o fijo e instalación permanente. Las partes deben acordar el tipo de sistema a usar, considerando el criterio de frecuencia de verificación de calibración, condiciones operacionales y obligaciones legales o normas.

17.11

El probador para la verificación de sistemas de medición de hidrocarburos debe estar aprobado por el MPetroMin.

18 CERTIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN 18.1

Todos los dispositivos de medición con propósito de transferencia de custodia y medición fiscal deben tener certificado válido de calibración.

18.2

Se debe proveer facilidades para permitir la calibración de todos los instrumentos y componentes en el lazo electrónico, sin necesidad de removerlo de su sitio de instalación permanente o sin desconectar ningún cable, o mediante el uso de transmisores provistos con conectores enchufables de tipo rápido. Excepto para los medidores que requieran ser calibrado fuera de línea.

18.3

Las metodologías y procedimientos de calibración a ser usados deben ser regulados y estandarizados para cada tipo de medidor y tipo de fluido, acordado y aprobado entre las partes.



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1

NOV.15


18.4

La calibración se debe realizar en varios puntos del rango de operación, para obtener la curva de caracterización del medidor, el cuál debe cubrir el rango de medición del equipo.

18.5

Los factores de los diferentes tipos de medidores se establecen de la siguiente manera:

18.5.1

Para el cálculo del factor del medidor de flujo. En el caso de probadores de volumen pequeño, una corrida lo constituye el desplazamiento completo del pistón entre sus interruptores. El desplazamiento de retorno del pistón a su posición srcinal no es considerado parte de la corrida. En el caso de probadores de bola, una corrida lo constituye el recorrido de ida y vuelta de la bola entre los detectores del probador. Para el caso del probador de volumen pequeño, una corrida estará formada por cinco (5) corridas. El factor del medidor de flujo viene dado por el valor promedio de cinco corridas consecutivas que presenten una repetibilidad de más o menos cinco centésimas por ciento (± 0,05%) con respecto al valor patrón. Se establecen diez corridas como número máximo para obtener cinco factores válidos de acuerdo con lo establecido en el párrafo anterior. Si después de haber realizado las diez corridas permitidas no ha sido posible lograr cinco corridas consecutivas válidas, se deberá verificar y garantizar que las condiciones de operación permanezcan estables durante la realización de las pruebas. El valor final del factor del medidor de flujo se define como el valor

promedio de los factores obtenidos en las cinco corridas consecutivas válidas. Si el factor del medidor de flujo determinado durante las pruebas se encuentra dentro de los límites de control establecidos (promedio ± 0,05%), deberá ser fijado en el sistema inmediatamente después de la finalización y aceptación de la prueba. 18.5.3 La repetibilidad del Factor del medidor, debe ser acordada entre las partes. De acuerdo al API MPMS 12.2, los nuevos factores de medición deben estar en el rango de 0,10% a 0,50% del factor de medición anterior. 18.5.4 En el caso de que el f actor del medidor de flujo exceda los límites de control establecidos o la prueba no sea aceptada por alguna de las partes, se mantendrá el factor existente y se procederá inmediatamente a la utilización del medidor de respaldo certificado. 18.5.5 El factor del medidor de flujo sólo podrá ser cambiado por los representantes de la empresa que realizaron las pruebas de calibración y deberá ser modificado en el computador de flujo de la unidad de medición automática en línea. No será aceptada por el MPetroMin la modificación del factor en el medidor, a excepción de los medidores que tienen una unidad de control integral, así como los computadores de flujo y los medidores de desplazamiento en donde los pulsos pueden ser ajustados. 18.5.2



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1

NOV.15


18.5.6

El computador de flujo recibirá previamente el nuevo factor del probador, calculará y presentará el valor final obtenido para el factor del medidor, debiendo mostrar la opción de aceptar o rechazar la modificación del mismo.

18.5.7

Para determinar el factor de medición de los medidores de temperatura nuevos, recién reparados o sometidos a evaluación, queprimeros operen en forma deberán ser probados diariamente durante los diez (10) continua, días de operación. Esto permitirá determinar la característica del factor de calibración del medidor. Si la tendencia de la repetibilidad del factor de calibración del medidor se mantiene dentro de su valor promedio de más o menos dos centésimas por ciento (± 0,02 %), considerando como mínimo los últimos cinco (5) factores obtenidos durante los diez (10) días, se iniciaran pruebas semanales a partir de ese momento, las cuales se realizarán durante un (1) mes. En caso contrario se deberá revisar, detectar y corregir la desviación, y luego de solucionado el problema, se reiniciará la prueba de los diez (10) días. Si después del primer mes la tendencia de la repetibilidad del factor semantiene dentro de más o menos dos centésimas por ciento ( 0,02%) se procederá a realizar pruebas mensuales. Si en los tres (3) meses siguientes se obtienen resultados positivos, el MPetroMin llegará a un acuerdo con la operadora para fijar un lapso mayor, el cual no excederá de un (1) año, sin que esto signifique que el MPetroMin pueda auditar cuando lo considere necesario.

18.5.8

Para la determinación del factor de medición de los medidores de presión, nivel, analizador de corte de agua y analizador de densidad nuevos, recién reparados o sometidos a evaluación, que operen en forma continua, deberán ser probados diariamente, durante los primeros diez (10) días de operación. Con los valores obtenidos se deberá determinar la característica del factor de calibración del medidor. Si la tendencia de la repetibilidad del factor de calibración del medidor se mantiene dentro de su valor promedio de más o menos veinticinco centésimas por ciento (± 0,25%), considerando como mínimo los últimos cinco (5) factores obtenidos durante los diez (10) días, se iniciarán pruebas semanales a partir de ese momento, las cuales se realizaran durante un (1) mes. En caso contrario, se deberá revisar, detectar y corregir la desviación. Luego desolventar y documentar el problema y su solución, se reiniciará la prueba de los diez (10) días, y se emitirá el informe respectivo. Si después del primer mes la tendencia del factor del medidor se mantiene dentro de más o menos veinticinco centésimas por ciento (± 0,25%) se procederán a realizar pruebas mensuales. Si en los tres (3) meses siguientes se obtienen resultados positivos, el MPetroMin llegará a un acuerdo con la operadora para fijar un lapso mayor, el cual no excederá de un (1) año, sin que esto signifique que el MPetroMin pueda auditar cuando lo considere necesario.



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1

NOV.15


18.6

Los tanques para medición fiscal, transferencia de custodia o ventas deberán ser calibrados por un ente acreditado y reconocido por el MPetroMin, de acuerdo a los procedimientos señalados en las normas API MPMS, cuyas calibraciones deberán adaptarse a estándares nacionales e internacionales.

18.7

En la Tabla de calibración de las relaciones nivel–volumen del tanque, se deberá considerar, como mínimo, la variación milímetros (2mm) de variación de nivel.de volumen correspondiente a cada dos

18.8

Las mediciones y cálculos realizados por el sistema de medición deben ser verificados y/o certificados como sigue:  Se requiere una certificación total del sistema antes de la puesta en servicio del sistema de medición.  Periódicamente, de acuerdo con la severidad del servicio y previo acuerdo entre las partes se requiere una re–certificación total.  Se requiere re–certificación total después de un mantenimiento mayor.  Si se sospecha existencia de medición o cálculo inapropiado, se requiere una verificación, si es necesario realizar ajustes, el componente afectado debe ser re–certificado.  Después de una reparación, modificación o cambio de pieza. El componente afectado debe ser re–certificado.  Después de un ajuste de calibración del dispositivo de medición, éste debe ser re–certificado.

18.9

El sistema de medición debe ser re–certificado dentro del período acordado entre las partes, basados en las recomendaciones del fabricante y en la severidad del servicio. El máximo intervalo entre certificaciones no debe ser mayor de 12 meses.

18.10

Cualquier elemento que haya sido recalibrado debe ser re–certificado.

18.11

La calibración de los medidores debe ser certificado por una entidad acreditada.

18.12

Todas las dimensiones geométrica usados en los cálculos, deben ser mediciones traceables y certificados en concordancia con las normas nacionales e internacionales.

18.13

Los cálculos del sistema de medición deben ser aprobados y certificados por una entidad acreditada.

18.14

La calibración del probador de medidores debe estar certificada por una entidad acreditada.




Menú Principal

18.15

Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


La calibración de los medidores de nivel debe serverificada mediante la medición de una dimensión patrón o comparando la medición con el resultado obtenido de una medición realizada con un instrumento patrón.

19 REQUERIMIENTOS DE AUDITORÍAS 19.1

Los equipos deben ser provistos con las siguientes características que garantice su auditabilidad:

19.2

Número de serial.

19.3

Datos de configuración

19.4

Registros de modificación de alarmas y configuración (fecha, hora y autor de la modificación)

19.5

Registros de constantes, cálculos y factores de calibración.

19.6

Los registros deben comprender un período mínimo de un (1) año.

20 REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS 20.1

20.1.1

Medición de Sólidos

Medición de Masa La medición másica de sólido debe usar métodos basados en la 1. determinación del peso del material, o en normas que regulan la medición y manejo del producto, tales como PIP PCCWE001 y PIP PCEWE001, Normas Técnicas PDVSA MDP–11–MT–01, PDVSA MDP–11–MT–02, PDVSA MDP–11–MT–03, PDVSA MDP–11–MT–04 y PDVSA MDP–11–MS–01. 2. Se pueden usar tres tipos de sistemas de pesaje en la industria de proceso: balanza estática y continuo. 3. Los sistemas de pesaje se deben adquirir como unidad completa, diseñado y construido por un fabricante. 4. El peso total o capacidad de carga del sistema de pesaje se debe calcular para asegurar el dimensionamiento apropiado de los equipos del sistema. Se deben determinar el peso muerto, peso vivo y peso bruto. Toda la estructura, equipo y tubería adosados al recipiente a ser pesado, debe ser considerado en el peso muerto.

 Menú Principal 5.

6.

7.

8.

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13.

14.


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1

NOV.15


Los sistemas de pesaje estático mide el peso de un material contenido dentro de un recipiente de pesaje instalado en forma permanente (ejemplo, recipiente, tanque, contenedor, etc.). La fuerza creada por el recipiente de pesaje se debe medir usando celda de carga y equipo electrónico de acondicionamiento de señal. La instalación de los sistemas de pesaje estático debe ser diseñado para prevenir que las personas interfiera en forma inadvertida con la operación del sistema de pesaje. Se debe prestar atención a las fundaciones, soportes estructurales, tuberías y detalles mecánicos para asegurar la operación apropiada del sistema de pesaje. Se deben seguir los detalles y las instrucciones de instalación recomendadas por el fabricante, en conjunto con las prácticas de diseño seguro para asegurar que el sistema de pesaje operará apropiadamente y dentro de la precisión especificada. Se deben usar conduit flexible para las conexiones eléctricas a cada celda de carga y de cualquier componente eléctrico adosado al recipiente de pesaje. El factor que con más frecuencia compromete la precisión de un sistema de pesaje, es la restricción mecánica proveniente de las conexiones al recipiente, sin suficiente flexibilidad o capacidad de desplazamiento. Las tuberías deben conectarse en forma horizontal al recipiente. Se debe evitar la conexión de tubería vertical. Todas las conexiones al recipiente deben ser flexibles. Se pueden proveer orejas de izamiento a los recipientes que requieren calibración periódica del peso muerto. Se deben usar sistemas de pesaje continuo para medir el peso de material sólido que está en movimiento. Alimentadores de pérdida de peso y de cinta gravimétrica pueden ser usado como sistemas de pesaje continuo. Los alimentadores de pérdida de peso provee un flujo de material controlado. La tasa de flujo es controlado mediante el pesaje en forma continua de la tolva integral y ajustando las pérdida de peso del sistema para que coincida con la tasa deseada de alimentación. Un alimentador consiste de una tolva, alimentador tipo tornillo celda de carga y la electrónica. Los alimentadores se pueden usar en operaciones de lotes, mezcla y alimentación alimenta a uncontinua proceso. para medir la cantidad de material sólido que se Los alimentadores pueden usar los mismos componentes (celdas de carga y electrónica) de los sistemas estático de pesaje y debe ser ensamblado como una unidad autocontenida.




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Índice norma

16.

La instalación en sitio de los sistemas de pesaje continuo debe ser como lo indica el fabricante. La estructura, tubería y conexiones eléctricas deben ser conectada a los equipos del alimentador en la forma especificada por el fabricante. La tecnología a usar para los sistemas de pesaje continuo debe ser acordada entre las partes. Se deben usar balanzas para medir el peso de objetos individuales (ejm balanza de mesa, balanza de puerto de carga, balanza de camiones, balanza de vagones) las balanzas deben estar instaladas de forma permanente. La instalación permanente de balanzas debe ser como lo indica el fabricante. Para sistemas de pesaje continuo, la incertidumbre total debe ser mejor de ± 0.25%, y para sistemas de pesaje estático, mejor de ± 0,1% del rango,

19.

20.

20.2.1

NOV.15

Página 57

Los alimentadores gravimétrico o de correa pesan el flujo de sólidos sobre una correa transportadora. El alimentador mide el flujo de sólido que se transporta desde un recipiente de almacenamiento a la correa transportadora. Una porción de la correa es pesada antes de que el material sea descargado desde el alimentador. La tasa de alimentación es calculada multiplicando la velocidad de la correa y el peso medido del producto.

18.

20.2

Índice volumen

1

15.

17.

20.1.2

Índice manual


excepto cuando las partes acuerden usar otros valores. Medición de Calidad Los requerimientos y métodos para la medición de calidad de materiales 1. sólidos deben ser acordados entre las partes. 2. El muestreo para la verificación de calidad debe ser representativo del total del producto a ser medido. 3. El muestreo del material sólido debe cumplir con la Norma Técnica PDVSA MDP–11–MM–01.

Medición de líquidos Medición Estática de Hidrocarburos 1. La precisión absoluta de la medición de nivel debe ser de ± 1 mm. La incertidumbre del volumen calculado debe ser igual o menor de ± 1%, excepto cuando las partes acuerden otro valor. 2. Al menos, todos los sistemas de medición de nivel para hidrocarburos líquidos deben cumplir con la norma API MPMS 3.1B. Los hidrocarburos líquidos con presión de vapor Reid igual o mayor de 15 psi deben cumplir con la norma API MPMS 3.3, los gases licuados deben cumplir con la norma API MPMS 14.8.

 Menú Principal 3. • • •


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1

NOV.15


Al menos, las siguientes mediciones y aplicaciones deben ser realizados: Nivel del producto en el tanque. Temperatura promedio del producto en el tanque. Densidad y gravedad API del producto en el tanque (muestra a ser analizada en laboratorio).

•

Porcentaje de agua en el producto en el tanque (muestra a ser analizada en laboratorio). • Nivel de interfase hidrocarburo – agua libre. • Temperatura pared del tanque • Los sistemas dedicados y diseñados para propósito de inventario fiscal deben ser autocontenido y no debe ser compartido para otras funciones diferentes a los del sistema fiscal/transferencia de custodia/venta. 4. Los tanques usados para las mediciones deben ser calibrados por una entidad acreditada y cumplir con las normas API MPMS 2 (Secciones A y B). La calibración debe ser certificada y trazable a estándares nacionales e internacionales. Fig 2. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA PARA MEDICIÓN FISCAL/TRANSFERENCIA DE CUSTODIA O VENTA DE HIDROCARBUROS EN TANQUE TT INTERFASE AGUA – CRUDO

LT

LT TEMPERATURA TT PARED TANQUE CORTE DE AGUA XT

M

M

SALIDA DE CRUDO ENTRADA CRUDO 5.

6.

El sistema de medición debe medir el nivel de hidrocarburo en el tanque, calcular el volumen compensado por temperatura, densidad y contenido de agua. Cada tanque debe estar provisto con su propio medidor de nivel y temperatura.


8.

9.

10. 11.


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1

NOV.15


La tecnología de radar debe ser la tecnología preferida para medición de nivel de hidrocarburo. La tecnología de radar no debe ser usado para LNG e hidrocarburos liviano CnH2n + 2 con n < 8. La tecnología a ser usada para medición de nivel de LPG, LNG e hidrocarburos CnHn con n <8 debe ser sometido a la aprobación de PDVSA. Para hidrocarburos livianos, se debe considerar las tecnologías de servo o medición hidrostática. Se debe tomar previsiones paraelpermitir des–presurizar tanque. el aislamiento del sensor y el mantenimiento sin La instalación de los sensores de nivel debe ser realizada usando tubo de calma y siguiendo las recomendaciones del fabricante y las normas API MPMS. Para la selección del tipo de antena, se debe considerar lo siguiente: Tipo de tanque, rango de medición, características del fluido, vapor entre el fluido y la superficie de la antena, posible formación de condensacióndel producto sobre la superficie de la antena, temperatura y presión de operación. La antena debe cumplir con los requerimientos de la norma API MPMS. Los sensores de nivel de hidrocarburo, interfase crudo – agua, temperatura, presión, corte de agua y el computador de volumen deben cumplir con las características técnicas definidas en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API y Normas

Técnicas PDVSA de las referencias esta norma. La ubicación e instalación de los de sensores de nivel de hidrocarburo, interfase crudo – agua, temperatura, presión, y corte de agua debe ser realizado de acuerdo a la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API MPMS Sección 7, OIML R85 y R125, Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–303 y PDVSA K–304 y las recomendaciones del fabricante. 13. El cálculo de volumen debe ser realizado con el equipo y la manera definida en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos). Medición Estática de Hidrocarburos Pesados (Asfalto, Cera, Parafina) La Medición Estática de Asfalto, Cera y Parafina Debe Ser Realizado como Sigue:  Medición de nivel en tanque usando radar o 12.

20.2.2



Balanza detotal pesaje. El valor de incertidumbre del sistema de medición debe ser acordada entre las partes. 2. La medición de nivel en tanque, y diseño de antena para servicio en tanque de asfalto/parafina/cera se debe hacer de acuerdo a la norma API MPMS. 1.


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1

NOV.15


Los sensores de temperatura, y presión, si se usan, y el computador de volumen deben cumplir con las características definidas en las normas API MPMS y Normas Técnicas de PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. 4. La ubicación e instalación de sensores de temperatura y presión debe ser realizado de acuerdo con las normas API MPMS y Normas Técnicas de PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica y las recomendaciones del fabricante. La instalación del sensor de nivel debe ser llevado de acuerdo con las 5. recomendaciones del fabricante y las normas API MPMS y Normas Técnicas de PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. 6. Los cálculos para determinar el volumen a partir de la medición de nivel debe ser realizado de acuerdo a las normas API MPMS descritas en las referencias de esta norma técnica y acuerdos previos entre las partes. 7. Las balanzas de pesaje se deben adquirir como unidad completa diseñada y construida por un fabricante especializado y debe ser instalado en forma permanente. 8. Se deben usar balanza de pesaje con celdas de carga tipo compresión. La instalación permanente de la balanza de pesaje se debe hacer de 9. acuerdo con las instrucciones del fabricante. 10. La calibración de la balanza de pesaje se debe hacer con pesos muertos certificados. Este es el único método reconocido por las agencias de pesos y medidas. 11. Se debe disponer en la planta de un juego de pesos muertos certificados, Para la verificación de la balanza de pesaje. Estos pesos muertos se deben proteger y manejar en forma apropiada para mantener su precisión. 12. La balanza para pesaje de camiones debe ser una balanza del tipo de celdas de carga múltiple diseñada especialmente para este tipo de servicio. Medición Dinámica de Hidrocarburos Líquidos (Excepto Cera, Asfalto y Parafina) 1. Se deben seguir las recomendaciones delas normas API MPMS 5 y 6.1–6.6 para la medición dinámica de hidrocarburos líquidos con presión Reid igual o mayor de 15 psia; norma API MPMS 6.7 para hidrocarburo con viscosidad mayor de 100 centipoise; norma API MPMS 14.8 para LPG y la norma API MPMS 14.7 para LGN. 2. Adicional a lo mencionado en las normas citadas, se puede usar tecnología de Coriolis y ultrasónico de múltiple haces (2 o más haces), siguiendo las recomendaciones de dimensionamiento e instalación del fabricante. Las partes deben aprobar el uso de estas tecnologías. 3.

20.2.3




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NOV.15


El uso de medidores Coriolis para la medición de hidrocarburos debe seguir las recomendaciones de las normas API MPMS 5.6, AGA reporte 11, ISO 10790. 4. El uso de medidores ultrasónico para la medición de hidrocarburos debe seguir las recomendaciones de las normas API MPMS 5.8, AGA reportes 9 y 10, ISO 12242, ISO 17089, partes 1 y 2. 5. El sistema de medición dinámico para líquido debe tomar en cuenta los siguientes: • Medición del flujo o masa. • Medición de temperatura. • Medición de contenido de agua (sólo aplicable para crudo). • Medición de densidad o gravedad específica. • Tomamuestra automático (opcional acordada entre las partes) • Sistema de medición y contabilización fiscal (Computadora de flujo). Nota: un enlace de comunicación a un sistema supervisorio (SCADA, BPCS) es normalmente suplido para el monitoreo remoto del proceso y alarmas, pero esto es opcional y no es considerado como parte funcional del sistema de medición. 3.



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1

NOV.15


Fig 3. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA PARA SISTEMA DE MEDICIÓN EN LÍNEA PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS CON PROPÓSITO FISCAL/TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Y VENTA TEMPERATURA

PRESIÓN

CONEXIONES AL PROBADOR

DENSIDAD

TT

PT

TG

PG

DT

TT

PT

TG

PG

DT

M

M CORTE DE AGUA

XT

CARRERA DE MEDICIÓN

6.

• • • • •

La medición dinámica de hidrocarburos líquidos se debe hacer en una unidad de medición con las siguientes tecnologías. La decisión de usar uno u otro debe basarse en la capacidad del medidor para manejar el fluido, máxima caída de presión disponible, costo de inversión y costos de operación. Coriolis. Desplazamiento Positivo. Turbina. Ultrasónico de múltiples haces. Otras tecnologías que satisfagan los requerimientos de precisión, incertidumbre y repetibilidad para medición fiscal/transferencia de custodia y ventas.

7.

Independientemente tecnología usada parala la medición de flujo/masa, éste debede serlaaprobada poralasserpartes y por organización que será dueña/operará el sistema de medición.

8.

Cada medidor de flujo/masa debe tener su medidor dedicado de presión, temperatura y densidad, excepto cuando las partes acuerden lo contrario.



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1

NOV.15


9.

La máxima caída de presión a través del sistema de medición (incluyendo el múltiple de entrada y salida) no debe ser mayor que elvalor recomendado por el Ingeniero de Proceso y/o la organización que custodia/opera el sistema de medición. Una caída de presión mayor debe ser plenamente justificada y aprobada por la organización que custodia/opera el sistema de medición.

10.

El sistema de medición debe ser diseñada para medir cualquier tasa de flujo o masa esperada dentro de los siguientes rangos de operación de los medidores: 80% del máximo rango para medición continua. 90% del máximo rango para medición de lote. Excepto cuando las partes acuerden el uso de otros valores. El flujo a través de cada medidor debe ser mantenido sobre el mínimo flujo recomendado por el fabricante. Los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, densidad, analizador de corte de agua y computadora de flujo/masa, deben cumplir con los requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API MPMS y Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304 y PDVSA K–305.

• •

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

La instalación de los de medidores flujo/masa, temperatura, presión,y densidad y analizador corte dede agua debe satisfacer los métodos requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API MPMS y Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304, PDVSA K–305 y recomendaciones del fabricante. La cantidad y tamaño de los medidores de flujo/masa en paralelo que debe ser instalado en cada punto de medición debe garantizar que con un medidor fuera de servicio, el sistema aún tiene la capacidad de medir la tasa de flujo máximo esperado en el proceso. Para sistemas de medición con un sólo medidor, pero con un alto requerimiento de disponibilidad, las partes pueden acordar la instalación de un medidor redundante en paralelo. De lo contrario se deben establecer procedimientos operacionales para la eventualidad de falla del único medidor. El sistema de medición se debe diseñar para permitir que los medidores individuales puedan sacarse fuera de servicio sin la necesidad de parar completamente la operación del sistema de medición. Todos los medidores de flujo del mismo sistema de medición debe ser del mismo tamaño, fabricante y modelo.


19.

20.

20.2.4


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1

NOV.15


Si no hay disponible sistema automático de toma de muestras, el sistema de medición debe tener un punto para toma de muestras manual, para permitir la recolección de muestras representativas para análisis de laboratorio, para la verificación de las mediciones del analizador en línea. El punto de toma de muestras debe ubicarse tan cerca como sea posible del punto de muestras del analizador en línea, de ser posible se debe usar un punto común de toma de muestra. Cualquier control de flujo que sea requerido para limitar el máximo flujo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo de operación con una apertura menor del 90% y cumplir con la Norma Técnica PDVSA K–332, sobre válvulas de control. La válvula de control de flujo se debe ubicar aguas abajo de los medidores de flujo/masa. El cálculo de flujo/masa se debe realizar con el equipo y la manera definida en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), las normas API y Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencia de esta norma técnicas.

Medición Dinámica de Cera, Asfalto y Parafina 1.

El uso de medición en línea para cera, asfalto y parafina es aceptable sólo como método secundario o de soporte de un sistema de balanza en estación de carga de camiones o de un sistema de medición de nivel en patio de tanque.

2.

Se puede usar tecnología Coriolis, siguiendo las recomendaciones del API MPMS, en adición a los siguientes requerimientos: •

Se debe mantener la temperatura apropiada en el medidor para mantener el fluido en fase líquido y minimizar su adherencia a lasparedes internas del medidor. Se puede usar traceado de vapor/eléctrico alrededor de la carcasa del medidor. La temperatura debe ser controlada de forma que laelectrónica y componentes del medidor sensibles a la temperatura no sean dañados.

•

Los medidores se deben mantener en posición que permita el auto–drenaje de los fluidos.

•

El sistema de medición se debe diseñar con facilidades para permitir el drenaje y extracción del fluido, cuando el sistema no está en uso por un largo período de tiempo, de lo contrario se debe proveer de sistema de calentamiento que se deberá mantener activo para evitar el enfriamiento y solidificación del fluido.



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1

NOV.15


•

Se debe especificar las condiciones de temperatura de operación a la cuál el medidor y sus accesorios están expuestos. La electrónica y el medidor no solamente debe estar protegido de la temperatura, sino también de posible impacto y suciedad.

•

Los gabinetes eléctrico y electrónico de campo, deben ser acorde con la clasificación de área, a prueba de intemperie, y capaz de resistir chorro de agua caliente, vapor o solventes que pueden ser usados para la limpieza del sistema de medición.

•

Los baipás y desvío a los medidores no es permitido, a menos que se usen válvulas con sellos en su posición cerrada (car – seal – closed) y brida ciega.

•

Se deben establecer los procedimientos de verificación periódica de calibración con balanza. El reporte actualizado con los resultados de la verificación de calibración debe estar disponible en cualquier momento para demostrar que el medidor está calibrado y que se puede usar para medición confiable del producto, en el caso de que la balanza o sistema de medición de nivel está fuera de servicio.

•

Se debe establecer un programa de mantenimiento periódico, incluyendo lavado con solvente o vapor/agua caliente del medidor, para evitar la acumulación de suciedad o fluido en las partes internas del medidor. Se debe disponer de conexiones arreglo de válvulas de bloqueo y baipás, aguas arriba y aguas abajo delymedidor para poder realizar el lavado, sin necesidad de desmontar el medidor. Las válvulas usadas deben tener sello en su posición cerrada (car – seal – closed) para evitar su uso para otro propósito.

•

Si se usa solvente para la limpieza del medidor, se debe incluir en las especificaciones de compra del medidor las características físicas y químicas del solvente, para su consideración por parte del fabricante del medidor, para la selección de los materiales del medidor.

•

Se debe evitar el sobre dimensionamiento del medidor Coriolis, para minimizar el error de medición causado por velocidad del fluido por debajo de la velocidad umbral.

•

Se debe mantener el flujo a través de cada medidor, sobre el mínimo flujo recomendad por el fabricante.

•

Los medidores Coriolis, de temperatura, presión y computadora de masa deben cumplir con los requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API y Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304 y PDVSA K–305.


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NOV.15


•

La instalación de los medidores Coriolis, sensor de temperatura, presión, densidad y analizador de corte de agua deben cumplir con los métodos y requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API MPMS, Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304, PDVSA K–305 y recomendaciones de los fabricantes.

•

Cualquier control de flujo requerido para limitar el flujo máximo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo con una apertura de 90%, y de acuerdo con la Norma Técnica PDVSA K–332. La válvula de control se debe ubicar aguas abajo de los medidores Coriolis. El cálculo de flujo/masa se debe realizar con el equipo y la manera definida en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos), normas API y Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica.

•

20.2.5


Medición Dinámica de Flujo/Masa para Otros Líquidos (No Hidrocarburos) El sistema de medición dinámica para líquido no hidrocarburos, debe incluir los siguientes:

1.

•

Medición o masa. Medición de de flujo temperatura. • Medición de densidad o gravedad específica (cuando se esperan cambios en la composición/concentración del fluido). • Sistema de medición y contabilización fiscal. Nota: Un enlace de comunicación a sistema supervisorio (SCADA, BPCS) es normalmente provisto para el monitoreo remoto del proceso y alarmas, pero esto es una característica opcional y no debe ser considerado como parte del sistema de medición. •



Índice manual

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NOV.15


Fig 4. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA DE SISTEMA DE MEDICIÓN EN LÍNEA PARA LÍQUIDOS (NO HIDROCARBUROS) TEMPERATURA

PRESIÓN

DENSIDAD

TT

PT

TG

PG

DT

TT

PT

TG

PG

DT


M

M


El sistema de medición se debe diseñar para medir cualquier flujo o masa

3.

• •

4.

5.

6.

7.

8.

esperada dentromáximo de los rangos de operación del medidor: 80% del rango para medición continua. 90% del rango máximo para medición en lote. Excepto cuando las partes acuerden el uso de otros valores. El flujo a través de cada medidor se debe mantener sobre el mínimo flujo recomendado por el fabricante. Se debe usar la tecnología más apropiada desde los puntos de vistas técnico y económico, para la medición dinámica de líquido no hidrocarburo. Los medidores de flujo/masa, sensor de temperatura, presión, densidad y computadora de flujo/masa deben cumplir con los requerimientos definidos en las normas que regulan la medición del producto específico y las Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. La instalación de los medidores de flujo/masa, sensor de temperatura, presión y densidad deben satisfacer los métodos y requerimientos definidos en las normas que regulan la medición del producto específico y las Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. La cantidad y tamaño de los medidores de flujo/masa en paralelos que se instalará en cada punto de medición debe garantizar la capacidad de medir el flujo máximo nominal del proceso, aún con un medidor fuera de servicio.




Menú Principal 9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

20.3 20.3.1

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1

NOV.15


Para sistema de medición con un sólo medidor, pero con requerimiento de alta disponibilidad, las partes pueden acordar la instalación de un medidor redundante en paralelo. De lo contrario se deben establecer procedimientos operacionales para el caso de falla del único medidor. Para medidores de presión diferencial (placa de orificio, venturi, etc.), la rangobilidad del medidor individual no debe ser mayor de 3:1 para transmisor sencillo y de 9:1 para transmisores doble (bajo rango – alto rango). Una mayor rangobilidad sólo es aceptada para medidores certificados en fábrica y previo aprobación por PDVSA. El sistema de medición se debe diseñar para permitir que los medidores individuales puedan sacarse fuera de servicio sin necesidad de parar la operación completa del sistema de medición. Todos los medidores del mismo sistema de medición deben ser del mismo tamaño, fabricante y modelo. Si no hay un sistema de toma de muestras automático, el sistema de medición debe tener un punto de toma de muestras para permitir la recolección de muestras representativas para análisis de laboratorio, para la verificación de las mediciones de los analizadores en línea. El punto de toma de muestras se debe ubicar tan cerca posible del punto de toma de muestras de los analizadores en línea, de ser posible se debe usar un punto común de toma de muestras. Cualquier control de flujo requerido para limitar el flujo máximo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo de operación, con una apertura d 90%, y cumplir con la Norma Técnica PDVSA K–332. La válvula de control se debe ubicar aguas abajo de los medidores de flujo/masa. Los cálculos de flujo/masa se deben realizar con equipo y métodos acordados en las normas que regulan la medición del producto específico y las Normas Técnicas de PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. El uso o no de probadores de medidor debe ser acordado entre las partes, pero se debe proveer las conexiones para la conexión de probador.

Medición de Gases Medición de Gas de Hidrocarburo 1. El sistema de medición dinámica para hidrocarburos gaseosos debe incluir los siguientes: • Medición de flujo o masa.


 Menú Principal • • • •

Índice manual

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1

NOV.15


Medición de presión. Medición de temperatura. Medición de densidad y gravedad específica. Medición de energía. Es medición opcional acordada entre las partes. Punto de medición acordada entre las partes.

• Sistema de medición y contabilización fiscal. Notas:

Se puede considerar el uso de un cromatógrafo como opción a la medición de densidad y BTU. Esto debe ser acordado entre las partes. Un enlace de comunicación a un sistema supervisorio (SCADA, BPCS) es 2. normalmente suplido para el monitoreo remoto del proceso y alarmas, pero esto es opcional y no es considerado como parte funcional del sistema de medición. Fig 5. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA DE SISTEMA DE MEDICIÓN EN LÍNEA DE HIDROCARBURO GASEOSO 1.

TEMPERATURA

PRESIÓN

DENSIDAD

TT

PT

TG

PG

DT

TT

PT

TG

PG

DT


M

M


1.

Para la medición dinámica de hidrocarburos gaseosos se debe usar las siguientes tecnologías. La decisión de usar uno u otro dependerá de la capacidad del medidor para manejar el tipo de fluido, máxima caída de presión disponible, costos de inversión y de operación, no obstante la primera opción a tomar en cuenta es el uso demedidores sin partes móviles.




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Índice manual


Índice volumen

1

NOV.15


•

Placa de orificio.

•

Venturi.

•

Coriolis.

•

Desplazamiento positivo.

• •

Turbina. Ultrasónico de múltiples haces.

•

Vortex.

•

Medidor de cono

•

Otras tecnologías que satisfagan los requerimientos de precisión y repetibilidad de la medición acordado entre las partes y aprobado por la organización responsable por la custodia/operación del sistema de medición.

2.

Cada medidor de flujo/masa debe tener su propio medidor de presión, temperatura y densidad, excepto cuando las partes acuerden la excepción a este requerimiento.

3.

La máxima caída de presión a través del sistema de medición (incluyendo los múltiples de entrada y salida) no debe ser mayor que el valor recomendado por el Ingeniero de proceso y/o la organización que custodia/opera el sistema de medición. Una caída de presión mayor debe ser plenamente justificada y aprobada por la organización que custodia/opera el sistema de medición.

4.

El sistema de medición debe ser diseñada para medir cualquier tasa de flujo o masa esperada dentro de los siguientes rangos de operación de los medidores: 80% del máximo rango para medición continua.

• •

90% del máximo rango para medición de lote. Excepto cuando las partes acuerden el uso de otros valores.

5.

El flujo a través de cada medidor debe ser mantenido sobre el mínimo flujo recomendado por el fabricante.

6.

Los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, densidad, BTU y computadora de flujo/masa, deben cumplir con los requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Gaseosos), normas API MPMS 14.6, AG A citadas en las referencias de esta norma técnica y Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304 y PDVSA K–305.



Índice volumen


1

NOV.15


7.

La instalación de los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, densidad y BTU debe satisfacer los métodos y requerimientos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Gaseosos), normas API MPMS 14.6, AGA citadas en las referenciasde esta norma técnica y Normas Técnicas PDVSA K–301, PDVSA K–302, PDVSA K–304 y PDVSA K–305.

8.

La cantidad y tamaño de los medidores de flujo/masa en paralelo que debe ser instalado en cada punto de medición debe garantizar que con un medidor fuera de servicio, el sistema aún tiene la capacidad de medir la tasa de flujo máximo esperado en el proceso.

9.

Para sistema de medición con un sólo medidor, pero con un alto requerimiento de disponibilidad, las partes pueden acordar la instalación de un medidor redundante en paralelo. De lo contrario se deben establecer procedimientos operacionales para la eventualidad de falla del único medidor.

10.

Para medidores de presión diferencial (placa de orificio, venturi, entre otros), la rangobilidad de los medidores individual no debe ser mayor de 3:1 para transmisor individual y de 9:1 para transmisores doble (rango bajo – rango alto). Una mayor rangobilidad sólo es aceptada para medidores certificados en fábrica y previo aprobación por PDVSA.

11.

El sistema de medición se debe diseñar para permitir que los medidores individuales puedan sacarse fuera de servicio sin necesidad de parar la operación completa del sistema de medición.

12.

Todos los medidores del mismo sistema de medición deben ser del mismo tamaño, fabricante y modelo.

13.

Si no hay un sistema de toma de muestras automático, el sistema de medición debe tener un punto de toma de muestras para permitir la recolección de muestras representativas para análisis de laboratorio, para la verificación de las mediciones de los analizadores en línea. El punto de toma de muestras se debe ubicar tan cerca posible del punto de toma de muestras de los analizadores en línea, de ser posible se debe usar un punto común de toma de muestras.

14.

Cualquier control de flujo requerido para limitar el flujo máximo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo de operación, con una apertura d 90%, y cumplir con la Norma Técnica PDVSA K–332. La válvula de control se debe ubicar aguas abajo de los medidores de flujo/masa.


20.3.2


Índice volumen


1

NOV.15


Los cálculos de flujo/masa se deben realizar con equipo ymétodos definidos en la normativa legal (MPetroMin – Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Gaseosos), normas AGA, API y Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica, que regulan la medición de hidrocarburos gaseosos.

Medición de Gas No de Hidrocarburo El sistema de medición dinámica para gas no de hidrocarburo debe incluir los siguientes: • Medición de flujo o masa. • Medición de presión. • Medición de temperatura. • Medición de densidad y gravedad específica. • Medición de la calidad del gas, si es requerido. • Sistema de medición y contabilización fiscal. Notas: 1. Se puede considerar el uso de un cromatógrafo como opción a la medición de densidad y calidad del gas. 1.

2. Un enlace suplido de comunicación a un sistema es normalmente para el monitoreo remotosupervisorio del proceso (SCADA, y alarmas,BPCS) pero esto es opcional y no es considerado como parte funcional del sistema de medición.



Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


Fig 6. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA DE SISTEMA DE MEDICIÓN EN LÍNEA DE GAS NO DE HIDROCARBURO TEMPERATURA

PRESIÓN

DENSIDAD

TT

PT

TG

PG

DT

TT

PT

TG

PG

DT


M

M


2.

• • • • • • • • •

3.

Para la medición dinámica de gas no de hidrocarburo se debe usar una de las siguientes tecnologías. La decisión de usar uno u otro dependerá de la capacidad del medidor para manejar el tipo de fluido, máxima caída de presión disponible, costos de inversión y de operación, no obstante la primera opción a tomar en cuenta es el uso demedidores sin partes móviles. Placa de orificio. Venturi. Coriolis. Desplazamiento positivo. Turbina. Ultrasónico de múltiples haces. Vortex. Medidor tipo cono Otras tecnologías que satisfagan los requerimientos de precisión y repetibilidad de la medición acordado entre las partes y aprobado por la organización responsable por la custodia/operación del sistema de medición. Cada medidor de flujo/masa debe tener su propio medidor de presión, temperatura y densidad, excepto cuando las partes acuerden la excepción a este requerimiento.



Índice volumen


1

NOV.15


4.

La máxima caída de presión a través del sistema de medición (incluyendo los múltiples de entrada y salida) no debe ser mayor que el valor recomendado por el Ingeniero de proceso y/o la organización que custodia/opera el sistema de medición. Una caída de presión mayor debe ser plenamente justificada y aprobada por la organización que custodia/opera el sistema de medición.

5.

El sistema de medición debe ser diseñada para medir cualquier tasa de flujo o masa esperada dentro de los siguientes rangos de operación de los medidores: 80% del máximo rango para medición continua. 90% del máximo rango para medición de lote. Excepto cuando las partes acuerden el uso de otros valores. El flujo a través de cada medidor debe ser mantenido sobre el mínimo flujo recomendado por el fabricante. Los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, densidad, calidad del gas y computadora de flujo/masa, deben cumplir con los requerimientos definidos en las normas aplicables para cada gas específico. La instalación de los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, densidad y calidad del gas debe satisfacer los métodos y requerimientos definidos en las normas aplicables para cada gas específico, Normas Técnicas de PDVSA y recomendaciones de los fabricantes. La cantidad y tamaño de los medidores de flujo/masa en paralelo que debe ser instalado en cada punto de medición debe garantizar que con un medidor fuera de servicio, el sistema aún tiene la capacidad de medir la tasa de flujo máximo esperado en el proceso. Para sistema de medición con un sólo medidor, pero con un alto requerimiento de disponibilidad, las partes pueden acordar la instalación de un medidor redundante en paralelo. De lo contrario se deben establecer procedimientos operacionales para la eventualidad de falla del único medidor. Para medidores de presión diferencial (placa de orificio, venturi, etc.), la rangobilidad de los medidores individual no debe ser mayor de 3:1 para transmisor individual y de 9:1 para transmisores doble (rango bajo – rango

• •

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

alto). Una mayor es aceptada para medidores certificados en fábrica y previorangobilidad aprobaciónsólo por PDVSA. El sistema de medición se debe diseñar para permitir que los medidores individuales puedan sacarse fuera de servicio sin necesidad de parar la operación completa del sistema de medición.




Menú Principal 13.

14.

15.

16.

17.

20.4 20.4.1

Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


Todos los medidores del mismo sistema de medición deben ser del mismo fabricante y modelo. Si no hay un sistema de toma de muestras automático, el sistema de medición debe tener un punto de toma de muestras para permitir la recolección de muestras representativas para análisis de laboratorio, para la verificación de las mediciones de los analizadores en línea. El punto de toma de muestras se debe ubicar tan cerca posible del punto de toma de muestras de los analizadores en línea, de ser posible se debe usar un punto común de toma de muestras. Cualquier control de flujo requerido para limitar el flujo máximo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo de operación, con una apertura d 90%, y cumplir con la Norma Técnica PDVSA K–332. La válvula de control se debe ubicar aguas abajo de los medidores de flujo/masa. Los cálculos de flujo/masa se deben realizar con equipo ymétodos definidos en las normas que regulan la medición del gas específico. El requerimiento de instalar probador de medidor es acordado entre las partes.

Medición de Vapor El sistema de medición dinámica para vapor debe incluir los siguientes:  Medición de flujo o masa.  Medición de presión.  Medición de temperatura.  Medición de calidad del vapor.  Sistema de medición y contabilización fiscal. Nota: Un enlace de comunicación a un sistema supervisorio (SCADA, BPCS) es normalmente suplido para el monitoreo remoto del proceso y alarmas, pero esto es opcional y no es considerado como parte funcional del sistema de medición.




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Índice manual

Índice volumen


1

NOV.15


Fig 7. INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA PARA SISTEMA DE MEDICIÓN EN LÍNEA DE VAPOR TEMPERATURA


PRESIÓN

TT

PT

TG

PG

TT

PT

TG

PG

M

M CALIDAD DE VAPOR

AT


20.4.2

Para la medición dinámica de vapor se debe usar de las siguientes tecnologías: 

Tobera de flujo de alta presión Vortex  Medidor tipo cono  Cualquier otro tipo de medidor acordado entre las partes Cada medidor de flujo/masa debe tener su propio medidor de presión y temperatura. La máxima caída de presión a través del sistema de medición (incluyendo los múltiples de entrada y salida) no debe ser mayor que el valor recomendado por el Ingeniero de proceso y/o la organización que custodia/opera el sistema de medición. Una caída de presión mayor debe ser plenamente justificada y aprobada por la organización que custodia/opera el sistema de medición. El sistema de medición debe ser diseñada para medir cualquier tasa de flujo o masa esperada dentro de los siguientes rangos de operación de los medidores: 

20.4.3 20.4.4

20.4.5



80% 90% del del máximo máximo rango rango para para medición medición continua. de lote. Excepto cuando las partes acuerden el uso de otros valores. El flujo a través de cada medidor debe ser mantenido sobre el mínimo flujo recomendado por el fabricante. 

20.4.6



Índice volumen


1

NOV.15


20.4.7

Los medidores de flujo/masa, temperatura, presión, calidad de vapor y computadora de flujo/masa, deben cumplir con los requerimientos definidos en las normas aplicables para la medición de vapor y las Normas Técnicas de PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. 20.4.8 La instalación de los medidores de flujo/masa, temperatura, presión y calidad de vapor debe satisfacer los métodos y requerimientos definidos en las normas que regulan la medición de vapor, las Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica y las recomendaciones de los fabricantes. 20.4.9 La cantidad y tamaño de los medidores de flujo/masa en paralelo que debe ser instalado en cada punto de medición debe garantizar que con un medidor fuera de servicio, el sistema aún tiene la capacidad de medir la tasa de flujo máximo esperado en el proceso. 20.4.10 Para sistema de medición con un sólo medidor, pero con un alto requerimiento de disponibilidad, las partes pueden acordar la instalación de un medidor redundante en paralelo. De lo contrario se deben establecer procedimientos operacionales para la eventualidad de falla del único medidor. 20.4.11 El sistema de medición se debe diseñar para permitir que los medidores individuales puedan sacarse fuera de servicio sin necesidad de parar la operación completa del sistema de medición. 20.4.12 Todos los medidores del mismo sistema de medición deben ser del mismo fabricante y modelo. 20.4.13 Se debe instalar una conexión para la toma manual de muestra. El punto de muestra se debe ubicar lo más cerca posible del punto de medición de calidad de vapor. 20.4.14 Cualquier control de flujo requerido para limitar el flujo máximo a través de cada medidor, no debe limitar la capacidad de máximo flujo total a través del sistema de medición. Las válvulas de control de flujo se deben dimensionar para regular el máximo flujo de operación, con una apertura d 90%, y cumplir con la Norma Técnica PDVSA K–332. La válvula de control se debe ubicar aguas abajo de los medidores de flujo/masa. 20.4.15 Los cálculos de flujo/masa se deben realizar con equipo y métodos definidos en las normas que regulan la medición de vapor y las Normas Técnicas PDVSA citadas en las referencias de esta norma técnica. 20.4.16

El requerimiento de instalar probador de medidor es acordado entre las partes.

21 MEDICIÓN DE ELECTRICIDAD 21.1

Los equipos de medición, aislamiento y protección deben seguir los lineamientos técnicos establecidos por la empresa de suministro de electricidad.

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Índice manual

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1

NOV.15


21.2

Se deben usar equipos dedicados de medición.

21.3

La instalación debe cumplir con la Norma COVENIN 200

21.4

El Ingeniero electricista de PDVSA debe definir los requerimientos específicos de diseño y lineamientos particulares para cada proyecto.

22 ASEGURAMIENTO Y CONTROL DE CALIDAD Se debe seguir lo indicado en la Norma Técnica PDVSA K–369.

23 BIBLIOGRAFÍA AGA Report No. 5, Natural Gas Energy Measurement. AGA Report No. 6, Field Proving of Gas Meters Using Transfer Methods. ANSI B–31.3 Chemical Plants and Petroleum Refinery Piping. IP Petroleum Measurement Manual. IP 386/90, Determination of Water Content of Crude Oil – Coulometric Karl Fischer method (ASTM D–4928).

24 ANEXOS

Anexo A Arquitectura Típica de Automatización de Sistema de Medición Dinámica para Transferencia de Custodia y Fiscalización de Hidrocarburos. Anexo B Arquitectura Típica de Automatización de Sistema de Medición Estática para Transferencia de Custodia y Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos.



Índice manual


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NOV.15

Página 79

Índice volumen

Índice norma

ANEXO A ARQUITECTURA TÍPICA DE AUTOMATIZACIÓN DE SISTEMA DE MEDICIÓN DINÁMICA PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Y FISCALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS SistemadeMedición1 FLOW METERS

SistemadeMedición2 FLOW METERS

HMI

HMI

NOTA 2

NOTA 4

NOTA 2

Computadora de Flujo

Computadora de Flujo

Instrumentos

Instrumentos

Válvulas Motorizadas*

Válvulas Motorizadas*

NOTA 4

CAMPO NOTA 1

ETHERNET MODBUS TCP

ETHERNET / IP O MODBUS TCP

Sistema de Monitoreo de Mediciones de Hidrocarburos del MPetroMin (Fiscal Metering Console / Supervisory Computer)

BPCS

NOTA 3

RED A RED B RED DE CONTROL Nota 1: Red independiente Nota 2: Modbus interface Nota 3: Equipo ubicado en MPetroMin o en sala de control Nota 4: El Computador de Flujo solo controla los instrumentos del sistema de medición y probador de medidor *: Opcional

SALA DE CONTROL

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Página 80

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ANEXO B ARQUITECTURA TÍPICA DE AUTOMATIZACIÓN DE SISTEMA DE MEDICIÓN ESTÁTICA PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Y FISCALIZACIÓN DE HIDROCARBURO LÍQUIDOS

BPCS MPetroMin PDVSA Ethernet/IP o Modbus TCP

Servo Unidades interfaz Radar

Híbrido HTG

Red redundante

k-342 2015

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