MEDICION DINAMICA

ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Elaborado 10/12/2010

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TABLA DE CONTENIDO Página 1. OBJETO ...................................................................................................................................................................... 5 2. ALCANCE ................................................................................................................................................................... 5 3. GLOSARIO ................................................................................................................................................................. 5 4. DOCUMENTOS DEROGADOS .................................................................................................................................. 5 5. REFERENCIAS NORMATIVAS .................................................................................................................................. 5 6. CONDICIONES GENERALES .................................................................................................................................... 5 6.1.

DATOS DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .......................................... 5

6.2.

COMPONENTES DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN, DE CANTIDAD Y CALIDAD Y PRUEBA .................................. 6

6.3.

CONDICIONES ESTÁNDAR DE REFERENCIA................................................................................................... 7

6.4.

CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LOS PROYECTOS ........................................................................ 7

7. DESARROLLO............................................................................................................................................................ 8 7.1.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO ........................................................................................................................8

7.1.1. Capacidad del sistema de medición ................................................................................................................ 8 7.1.2. Condiciones Operativas y Económicas .......................................................................................................... 9 7.1.3. Desempeño de los dispositivos que conforman el sistema ......................................................................... 9 7.2.

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ....................................................................................................................... 10

7.2.1. Medidores de flujo para líquido ..................................................................................................................... 10 7.2.2. Medidores de densidad................................................................................................................................... 10 7.2.3. Sensores de temperatura tipo RTD ............................................................................................................... 11 7.2.4. Transmisor indicador de temperatura ........................................................................................................... 12 7.2.5. Medidores de presión ..................................................................................................................................... 12 7.2.6. Toma muestras automático ............................................................................................................................ 13 7.2.7. Condiciones de proceso ................................................................................................................................. 13 7.2.8. Diseño de tuberías del sistema de medición ................................................................................................ 13 7.2.9. Probadores ....................................................................................................................................................... 14 7.2.9.1. Probadores bidireccionales con desplazador de esfera........................................................................... 16 7.2.9.2. Probadores bidireccionales de pistón ........................................................................................................ 19 7.2.9.3. Probadores compactos de pistón ............................................................................................................... 20 7.2.9.4. Probadores tipo tanque................................................................................................................................ 21 7.2.9.5. Medidores maestros ..................................................................................................................................... 23 7.2.9.6. Selección de probadores ............................................................................................................................. 24 7.2.9.7. Selección de Equipos de Campo ................................................................................................................ 25 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.3.


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MEDIDORES DE FLUJO ..................................................................................................................................... 27

7.3.1. Medidores de Flujo Tipo Desplazamiento Positivo ...................................................................................... 28 7.3.2. Medidores de Flujo Tipo Turbina ................................................................................................................... 29 7.3.3. Medidor tipo turbina helicoidal ...................................................................................................................... 32 7.3.4. Medidores de flujo tipo coriolis (API MPMS 5.6) .......................................................................................... 33 7.3.5. Medidores ultrasónicos .................................................................................................................................. 35 7.4.

TOMA MUESTRAS AUTOMÁTICO..................................................................................................................... 38

7.4.1. Instalación y ubicación de la sonda .............................................................................................................. 40 7.4.2. Diseño de la sonda .......................................................................................................................................... 41 7.4.3. Extractor ........................................................................................................................................................... 42 7.4.4. Controlador ...................................................................................................................................................... 42 7.4.5. Frecuencia de muestreo ................................................................................................................................. 42 7.4.6. Muestreo proporcional al tiempo ................................................................................................................... 43 7.4.7. Recibidores de muestra primarios ................................................................................................................ 43 7.4.8. Recibidores estacionarios .............................................................................................................................. 43 7.4.9. Recibidores portátiles ..................................................................................................................................... 44 7.4.10. Muestreadores portátiles ................................................................................................................................ 45 7.5.

MONITOR DE SEDIMENTO Y AGUA .................................................................................................................. 47

7.6.

MEZCLADORES.................................................................................................................................................. 47

7.7.

VÁLVULAS .......................................................................................................................................................... 49

7.7.1. Válvulas con actuador eléctrico (MOV) ......................................................................................................... 49 7.7.2. Válvulas de control de flujo ............................................................................................................................ 49 7.7.3. Válvulas de control de contrapresión (back pressure) ................................................................................ 49 7.7.4. Válvulas de control de presión ...................................................................................................................... 50 7.7.5. Válvulas Cheque .............................................................................................................................................. 50 7.8.

FILTROS .............................................................................................................................................................. 50

7.9.

ELIMINADORES DE AIRE O VAPOR ................................................................................................................. 51

7.10. REQUERIMIENTOS DE CONTROL Y ADMINISTRACIÓN ................................................................................. 51 7.11. COMPUTADORES DE FLUJO ............................................................................................................................ 52 7.11.1. Especificaciones de hardware (C.F.) ............................................................................................................. 52 7.11.2. Especificaciones de software (C.F.) .............................................................................................................. 53 7.11.3. Transmisión de datos ..................................................................................................................................... 54 7.11.4. Cableado de señal ........................................................................................................................................... 54 7.11.5. Conexión a tierra ............................................................................................................................................. 54 7.11.6. Protección de cableado .................................................................................................................................. 55 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.11.7. Protección contra perturbaciones y rayos.................................................................................................... 55 7.11.8. Instalación de protectores de picos .............................................................................................................. 55 7.11.9. Niveles de seguridad de sistemas de transmisión de datos de pulsos de medidores de flujo ............... 55 7.11.10. Sistemas de Control ........................................................................................................................................ 56 7.12. LLENADO Y DESCARGA DE CARROTANQUES .............................................................................................. 57 7.12.1. Plantas de almacenamiento y distribución ................................................................................................... 57 7.12.2. Condiciones de diseño ................................................................................................................................... 61 7.12.2.1. Recomendaciones para llenado por debajo............................................................................................... 61 7.12.2.2. Recomendaciones para la descarga ........................................................................................................... 61 7.12.2.3. Sistema de medición .................................................................................................................................... 61 7.13. INCERTIDUMBRE ............................................................................................................................................... 62 7.14. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA MARINA Y FLUVIAL ................................................................................... 63 7.14.1. Condiciones Operativas y Económicas ........................................................................................................ 66 7.14.2. Operación y requerimientos especiales ........................................................................................................ 66 7.15. PRUEBAS DE PREALISTAMIENTO, ALISTAMIENTO Y PUESTA EN MARCHA DE SISTEMAS DE MEDICIÓN, CALIDAD Y PRUEBA ...................................................................................................................... 67 7.15.1. Condiciones generales de diseño ................................................................................................................. 68 7.16. CASOS ESPECIALES ......................................................................................................................................... 68 7.17. ENTREGABLES DE INGENIERÍA ....................................................................................................................... 68 7.18. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO .................................................................................................. 68 7.19. ANEXOS .............................................................................................................................................................. 69 8. REGISTROS.............................................................................................................................................................. 69 9. CONTINGENCIAS..................................................................................................................................................... 69 10. BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................................................... 69 11. ANEXOS.................................................................................................................................................................... 70


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1. OBJETO Este documento unifica los criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización de los procesos de ingeniería para la construcción de facilidades de medición de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos para transferencia de custodia y establece las bases para identificar las alternativas que se deben analizar en el proceso de maduración de los proyectos de medición de hidrocarburos y biocombustibles.

2. ALCANCE El documento describe los requerimientos de diseño, selección de equipos, instalación y pruebas funcionales de sistemas de medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos (refinados, GLP, crudos y biocombustibles), a ser instalados en plantas o ductos, donde se realice transferencia de custodia entre las diferentes áreas operativas de ECOPETROL S.A., o entre éste y un tercero.

3. GLOSARIO Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos MMH, Glosario Aplicable al Manual de Medición de Hidrocarburos MMH.

4. DOCUMENTOS DEROGADOS No Aplica.

5. REFERENCIAS NORMATIVAS No Aplica.

6. CONDICIONES GENERALES El Estándar de Ingeniería constituye una guía práctica aplicable para el diseño, construcción, montaje y verificación del cumplimiento de las normas y recomendaciones, que permitan a ECOPETROL S.A. y si se requiere se hace extensible a las compañías asociadas con ECOPETROL S.A., cumplir con los estándares requeridos en el proceso de medición dinámica de cantidad y calidad de los hidrocarburos y biocombustibles líquidos utilizando equipos y procedimientos que aseguren la calidad de las medidas dentro de los limites de incertidumbre aceptados en la industria. Se integra una selección de temas, recogiendo para cada uno de ellos, los criterios y consideraciones de mayor relevancia y aplicación. Los proyectos y planes de instalación de sistemas de medición dinámica, o los de mejoramiento de los mismos, que implemente ECOPETROL S.A., deberán elaborarse teniendo en cuenta las recomendaciones contenidas en el presente estándar. 6.1. DATOS DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS La densidad y consecuentemente el volumen de los hidrocarburos son sensibles a cambios en las condiciones de temperatura y presión. Los factores de corrección de volumen (VCF) se usan para ajustar los volúmenes observados para obtener volúmenes correspondientes a condiciones estándar de temperatura y presión. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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El capítulo 11 del MMH de Ecopetrol S.A., establece procedimientos para la corrección volumétrica a tres grupos de productos: Crudos, Productos Refinados, Aceites Lubricantes y aplicaciones especiales. En él se incluye también una categoría adicional para Aplicaciones Especiales, en la cual se establece la corrección con base a un coeficiente de expansión térmica obtenido experimentalmente. Suministra el algoritmo y el procedimiento de implementación para corregir los efectos de la temperatura y presión sobre la densidad y el volumen de hidrocarburos líquidos. El algoritmo genera un factor combinado para los efectos de corrección por temperatura y presión sobre la densidad y el volumen, el cual se denomina factor de corrección para temperatura y presión de un líquido, CTPL y se reporta con un nivel de precisión de cinco cifras decimales. Este capítulo establece un procedimiento por el cual la medición de densidad para los crudos, productos líquidos refinados y aceites lubricantes tomada a cualquier condición de temperatura y presión, se puede corregir a una densidad equivalente en condiciones base. El estándar también suministra un método para efectuar la conversión a condiciones alternas. 6.2. COMPONENTES DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN, DE CANTIDAD, CALIDAD Y PRUEBA En el capítulo 21 del Manual de Medición de Hidrocarburos de Ecopetrol S.A., se presentan los detalles de los componentes de un sistema de Medición Electrónica de Líquidos (MEL), donde se dan los lineamientos para la liquidación de volumen y de masa inferida. Un sistema de medición de hidrocarburos líquidos está conformado por tres tipos de dispositivos, los cuales son presentados en la figura 1. a saber:

Sistema Típico de Medición Electrónica de Líquidos, masa inferida Dispositivo Primario Dispositivo Terciario Medidor de Turbina ó Desplazam. Positivo

Acondicionador de Señal

Unidad Central De Procesos

Probador Detectores De Posición Temperatura Presión Medidor de densidad en línea Densidad Temperatura Presión

Contador de Pulsos

Señal de inicio/paro

Contador de Pulsos inicio/paro Interface de Señales

Señales Analógica/Digital Señales Analógica/Digital o Frecuencia

Algoritmos Cálculos Matemáticos, Datos

Señales Analógica/Digital

Dispositivos Secundarios Temperatura


Presión


Figura 1. Sistema Típico ELM, volumen, masa inferida. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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6.3. CONDICIONES ESTÁNDAR DE REFERENCIA Todos los volúmenes de hidrocarburos líquidos deben ser corregidos a temperatura y presión de referencia así: •

Unidades del Sistema Inglés (USC): -

•

Presión: 14.696 psia a nivel del mar. Temperatura: 60.0 °F

Unidades del Sistema Internacional (SI): -

Presión: 101.325 kPa, a nivel del mar. Temperatura: 15.556 °C.

6.4. CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LOS PROYECTOS •

Un proyecto de medición debe incluir todos los requerimientos de recursos humanos y materiales, para garantizar el programa de aseguramiento metrológico del sistema.

•

Todo conjunto de tuberías que conforman un sistema de medición debe contar con límites claramente definidos, siendo estos preferiblemente las válvulas de bloqueo en los puntos aguas arriba y aguas abajo del mismo.

•

Las marcas de los instrumentos, equipos, válvulas, tuberías y accesorios de tubería que conforman los sistemas de medición, prueba y calidad, incluidos patines de medición deberán estar dentro de los listados de marcas aceptadas de equipos de medición para transferencia de custodia, del documento “Vendor List” de ECOPETROL S.A.. Las modificaciones y actualizaciones del “Vendor List” serán aprobadas en el Comité Táctico de Medición y Contabilización de ECOPETROL S.A.

•

Los sistemas de medición deben tener un cabezal común de entrada y otro de salida, y dentro de ellos estarán instalados los brazos de medición de flujo, equipos e instrumentación asociada, necesarios para garantizar condiciones de medición de volumen y/o masa en calidad y cantidad.

•

Si se prevé crecimiento del sistema, en el diseño de cada uno de los cabezales se debe dejar en los extremos bridas ciegas, considerando espacio suficiente para instalar nuevos brazos de medición y si es el caso espacio suficiente para instalar válvulas de control de flujo.

•

Las áreas donde se encuentren los sistemas de medición deben tener facilidades de acceso adecuado; entre los brazos de medición deberá existir espacio suficiente para inspección y mantenimiento de cada uno de ellos, considerando razones de ergonomía, seguridad, equipo a utilizar, dimensiones de la tubería, accesos, etc. Referirse a la norma que los contempla.

•

El proyecto debe incluir el estudio de perfiles hidráulicos y presentar alternativas de diámetros de tuberías, las cuales deben estar soportadas por memorias de cálculo.

•

El presente estándar aplica a todos los sistemas de medición para transferencia de custodia.

Un sistema de medición deberá estar conformado como mínimo por 2 (dos) brazos de medición, uno soportando la medición y el otro como respaldo. En aquellos casos donde el análisis económico, la confiabilidad y si las condiciones operacionales lo ameriten, se deberá considerar el diseño de sistemas de medición con 2 (dos) o más brazos en operación y uno o más de respaldo (banco de medidores). Los brazos de respaldo deberán ser de las mismas características y especificaciones que los que se encuentran operando. Sin embargo para los sistemas de medición de llenado y descargue de carrotanques y otros sistemas que no operan continuamente o con frecuencia muy baja de ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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uso, que normalmente no posean medidores para contingencias, deben estar respaldados por medición con báscula o medición estática en tanque de almacenamiento como último recurso. Para algunas aplicaciones especiales se requieren medidores para altos/bajos flujos y calidades diferentes, por lo que podrían requerirse tamaños y/o tecnologías diferentes dentro del mismo sistema, previa aprobación del líder de medición del correspondiente Negocio. •

Cada brazo de medición debe contar con una válvula de alivio térmico, para protegerlo en condiciones de bloqueo del incremento de la presión por efecto de la expansión térmica del líquido producida por el calentamiento del ambiente. En el caso de las estaciones de bombeo esta válvula deberá localizarse preferiblemente aguas arriba del medidor; en las estaciones de medición de recibo dicha válvula deberá localizarse aguas abajo del medidor; para minimizar el efecto de derivación del volumen aliviado, se recomienda adicionalmente instalar un interruptor de flujo en el cabezal de descarga de las válvulas.

•

En ningún caso debe existir un “by pass” o derivación en el sistema de medición (lo anterior hace referencia a una tubería que derive total o parcialmente el flujo entre entrada y salida de un sistema de medición para transferencia de custodia), se exceptúan las válvulas de relevo de presión instaladas aguas arriba del medidor en las estaciones de recibo de producto y utilizadas para protección de la línea regular. Quedará como responsabilidad de las áreas de operación y mantenimiento el garantizar las condiciones operacionales adecuadas de estas válvulas, así como la trazabilidad de sus disparos y la estimación de los volúmenes que se derivan al tanque de relevo en estas circunstancias. Para Facilidades que por sus condiciones operacionales necesiten proteger el sistema de medición y requieran contar con un by-pass o derivación del sistema de medición, se dejará una figura en ocho (cerrada), entre válvulas de aislamiento, que deberán tener precintos de control operativo, a fin de controlar su accionamiento. La Facilidad deberá prever procedimientos para realizar la operación y la medición será para éstos casos por medición estática.

•

El sistema de marcación de productos (sí se requiere), deberá instalarse aguas abajo del sistema de medición. La arquitectura del control y el uso o no del computador de flujo para transferencia de custodia, serán regidos por los lineamientos establecidos por la Gerencia de Control de Pérdidas de Ecopetrol S.A.

•

Para control de proceso, la válvulas de drenaje y venteo deben ser bloqueadas con sellos de seguridad o precintos. Las válvulas de venteo de operación automática (como las instaladas en filtros) no deberán bloquearse con tapón. Las válvulas de bloqueo de entrada y salida de las válvulas de seguridad y de alivio térmico, deberán permanecer normalmente abiertas y sin actuador manual o con CSO.

7. DESARROLLO 7.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO 7.1.1. Capacidad del sistema de medición •

El número, tamaño, tipo y capacidad de los medidores están determinados por el proceso, la operación, la naturaleza del fluido manejado, las ratas de flujo máxima y mínima, temperatura y presiones máximas y las proyecciones a 10 años de estos parámetros, estimadas por la Dirección General de Planeación y Riesgos de ECOPETROL S.A.

•

El dimensionamiento del sistema de medición requiere de un análisis cualitativo y cuantitativo que involucre pero no se limite a los siguientes temas: -

Variaciones del volumen en el tiempo (proyección a 10 años). El factor de servicio del punto de transferencia de custodia. Restricciones operativas que afecten el tiempo de servicio. La capacidad mecánica de las instalaciones existentes.


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Tipo de producto o productos a medir.

7.1.2. Condiciones Operativas y Económicas •

El sistema de medición debe diseñarse y mantenerse para que opere y mida a las diferentes ratas de flujo conforme a los programas operativos, los flujos típicos o promedios deben encontrarse en rango del 25 al 80 % de la capacidad del banco de medidores, para sistemas donde un medidor mide todo el flujo y existe otro de stand by, operativamente se debe asegurar que los rangos reales de operación estén entre el 10% al 90% de la capacidad máxima del medidor. En ningún momento se deberá exceder la capacidad máxima del medidor.

•

En la figura 2. se presentan los comportamientos típicos de la exactitud a la linealidad de medidores de turbina, ultrasónico, Coriolis y desplazamiento positivo, la variación en dicho rango está entre el +/-0.07% al +/-0.15 % del factor K certificado por la fabrica, dependiendo del tipo de medidor.

Figura 2. Comportamiento de la exactitud a la linealidad de medidores •

El criterio de diseño del número de brazos en un sistema de medición deberá tener en cuenta factores técnicos y consideraciones de negocio (Relación Costo/Beneficio), teniendo en cuenta que la configuración óptima desde el punto de vista de la incertidumbre es la de tres (3) brazos en operación y uno (1) en stand by (dependiendo del flujo a manejar, dado que en Terminales marítimos y en algunos sitios especiales, se usan más de 4 brazos de Medición, cuando requieren medir altos flujos).

•

Para garantizar la fase líquida a través del sistema de medición, la presión de operación en los brazos de medición deberá ser mantenida por encima de la presión de vapor del líquido bajo medida.

•

La velocidad del fluido no deberá ser superior a la velocidad de erosión para líquidos, de conformidad con lo recomendado por el API RP- 14A.

7.1.3. Desempeño de los dispositivos que conforman el sistema Todos los componentes electrónicos de los sistemas de medición de transferencia de custodia deberán cumplir con lo establecido en el capítulo 21, del MMH de Ecopetrol S.A. •

Los sistemas de medición deben contar con la capacidad de desempeñarse en todo el rango de flujo planeado para el sistema.


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•

Ambiente: Se deben considerar las condiciones climáticas, para proteger la instalación adecuadamente. Se deben considerar los factores de seguridad eléctrica (incluyendo clasificación de áreas peligrosas), interferencias de frecuencias electromagnéticas y de radio, lo anterior aplica para todos los medidores de flujo aprobados para transferencia de custodia.

•

Disponibilidad: El sistema de medición deberá ser diseñado para medición continua de todas las ratas de flujo esperadas.

•

Mantenimiento: Se debe proporcionar un fácil acceso para trabajos de mantenimiento; y adquirirse los repuestos recomendados por el fabricante.

•

Compatibilidad: El dispositivo de lectura de salida (dispositivo terciario) o registrador debe ser compatible con el tipo de señal y/o dato transmitido por el medidor.

•

Instalación: Todo el equipo debe instalarse y operarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante; y deberá ajustarse a las regulaciones aplicables.

•

La meta de incertidumbre está determinada por el margen aceptable definido por ECOPETROL S.A., de acuerdo con sus políticas corporativas, metas y objetivos del negocio, en operaciones de transferencia de custodia.

•

Se deben cumplir las especificaciones de diseño e instalación de los equipos consignados en éste estándar y por las recomendaciones de los fabricantes.

7.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Los Dispositivos que conforman el sistema de medición deben cumplir con las siguientes especificaciones técnicas: 7.2.1. Medidores de flujo para líquido •

Linealidad: ≤ ± 0.15% en el intervalo de flujo de 10:1

•

Repetibilidad en medición de líquidos: ≤ ± 0.02% en todo el intervalo de flujo de 10:1

Para el cálculo de incertidumbre de los sistemas de medición, se debe utilizar el valor real de repetibilidad reportado en las corridas de calibración, el cual afecta negativamente el resultado cuando se exceden las 5 corridas consecutivas, para mayores detalles referirse al capítulo 4 del MMH de Ecopetrol S.A. 7.2.2. Medidores de densidad Los medidores de densidad para líquidos se requieren en numerosas aplicaciones en la industria de hidrocarburos, éstas incluyen el uso de estos dispositivos para la transferencia de custodia, detección de interfaces, flujo másico y volumétrico, como también para la identificación de producto y de calidad. La densidad debe ser medida por la técnica del elemento vibrante, utilizando como referencia el API MPMS Capitulo 14.6. La densidad se define como la masa por unidad de volumen, sus unidades son expresadas en libras por pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro cúbico (g/cc) o kilogramo por metro cúbico (kg/m3). Estas unidades se emplean para expresar la densidad en las condiciones de la línea. No deben considerarse los densitómetros radioactivos para esta aplicación. Para medición de densidad se tendrán los siguientes límites:


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Exactitud: ≤ ± 0.0010 gr/cm3 y repetibilidad ≤ ± 0,0005 g/cm3 en el intervalo de 0.3 a 1.1 gr/cm3, de conformidad con el MPMS del API, capitulo 14.6 parágrafo 8.4. •

Instalación:

El medidor de densidad debe ser instalado de acuerdo con las recomendaciones del fabricante y tan cerca como sea posible a los medidores de flujo, instalado en un soporte aislado del proceso para evitar que vibraciones de la tubería puedan afectar la lectura del instrumento. Para efectos de verificación de la densidad indicada por el medidor, el diseño de la instalación debe contemplar las facilidades para utilizar líquidos de referencia instalando válvulas de bloqueo adecuadas para poder sustituir el producto existente dentro del medidor por un líquido de densidad conocida y dejar previsto un punto de toma de muestras manual para realizar verificaciones, de conformidad con lo establecido en el numeral 4.4.1 de éste documento. La señal transmitida al computador de flujo será de pulsos o corriente y las constantes del densitómetro se introducen en el computador de flujo. Es importante previo a definir los arreglos de tubería donde irá instalado el densitómetro, que se realice una simulación hidráulica a ellas para asegurar el flujo mínimo por el densitómetro para garantizar su adecuado funcionamiento de conformidad con lo especificado por el fabricante y las acciones para evitar que se supere el flujo máximo por él, para evitar su daño. En caso de no asegurar lo anterior, es recomendable colocar una platina de orificio entre las tomas de conexión del densitómetro para forzar el producto a circular por el mismo, ya que éste es siempre de un diámetro menor al de la tubería principal, de lo contrario será necesario colocar en la tubería de derivación hacia el densitómetro, una bomba de Fast loop, que garantice su flujo mínimo, por lo que será necesario incluir en el diseño el control de parada e inicio de la bomba. La velocidad de diseño recomendada por los fabricantes es de 4.000 Lts/hora para productos limpios y de 1.000 Lts/hora para productos que contengan partículas, la máxima velocidad de operación es de 15.000 Lts/hora, sin exceder una rigidez que supere una vibración de 0,6 g (g = fuerza gravitacional) Normalmente los densitómetros son certificados con fluidos conocidos a 20º C y 1 BAR de presión absoluta. Para densitómetros que trabajen a condiciones superiores a las arriba expuestas, deberán realizárseles correcciones de conformidad con lo establecido por los fabricantes, si se utiliza el transmisor de uno de los brazos del sistema de medición que esté en línea para realizar la corrección, se debe asegurar que el transmisor de presión del medidor de densidad sea instalado lo más cerca posible, aguas arriba del medidor de densidad. 7.2.3. Sensores de temperatura tipo RTD Los puntos de medición de temperatura serán representativos de las condiciones de proceso del medidor de flujo y localizados tan cerca al medidor como sea posible acorde con las recomendaciones consignadas en el capítulo 5 del MMH de Ecopetrol S.A. Se debe considerar la instalación de termopozos para la verificación de los instrumentos sensores de temperatura por termómetros patrón. Para tuberías horizontales los termopozos deberán ser instalados en una posición entre las 10 a 2 horas, para permitir el llenado del mismo con un liquido conductor de la temperatura entre el termopozo y el sensor, para tuberías verticales se deberá prever que se permita su llenado con el líquido conductor. El diseño del sistema de medición debe eliminar la vibración en los termopozos, la cual no será superior al 20% de la máxima rata de flujo de diseño. Se deberá realizar un cálculo de vibración de acuerdo con el ANSI/ASME Performance Test Code 19.3, Temperature Measurement - Section 8-19 Thermowells. El diámetro interior del termopozo disponible para instalar el RTD, deberá ser 6 mm. Los sensores deben ser PT 100, a 4 hilos, Clase A (de acuerdo a Requerimientos de la norma ASTM E1137), con certificado de coeficientes de Callendar Van Dussen. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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De acuerdo con el API MPMS capítulo 7, la combinación sensor más transmisor deberá tener una precisión mejor o igual a ±0.5 °F en todo el rango de calibración para brazos de medición y mejor o igual que ±0.2 °F en todo el rango de calibración para probadores. Dependiendo del tipo de computador de flujo, la señal en 4 hilos puede ser llevada directamente desde la PT 100, para lo cual los módulos de temperatura deben tener la facilidad de configurar las constantes de Callendar Van Dusen, o a través del transmisor, si es en este último donde se pueden configurar las constantes arriba anunciadas. Las RTDs deberán ser calibradas por un laboratorio acreditado y vendrán acompañadas por un certificado que garantice su calibración y su valor de incertidumbre para cada punto de calibración. 7.2.4. Transmisor indicador de temperatura Estos serán utilizados en donde los requerimientos de distancia entre el sensor y el computador de flujo sean mayores a los recomendados por el fabricante y/o el canal temperatura no permita configurar las constantes arriba citadas de las RTDs. Los transmisores indicadores de temperatura deben tener la capacidad de aceptar RTDs (PT-100), 4 hilos, con sus respectivos coeficientes de Callendar Van Dussen y la incertidumbre total de la medida de temperatura para el lazo debe ser ≤ ± 0.12 ºC. La señal de salida será de 4 – 20 mA con una resolución de 0.001 mA. Los transmisores deberán soportar comunicación digital (ejemplo: HART, FIELDBUS y PROFIBUS entre otros) y señal análoga. Los transmisores de temperatura deberán ser calibrados por un laboratorio acreditado, y vendrán acompañados por un certificado que garantice su calibración y su valor de incertidumbre para cada punto de calibración. Deben instalarse sensores individuales para cada brazo de medición. 7.2.5. Medidores de presión El transmisor de presión deberá contar con un elemento primario de medición que no se deforme por cambios bruscos de presión en el proceso (cerámica o piezoeléctrico). Los transmisores deberán soportar comunicación digital (ejemplo: HART, FIELDBUS y PROFIBUS entre otros) y señal análoga. Deben instalarse medidores y/o transmisores de presión en los siguientes puntos del sistema de medición: -

En el cabezal de entrada al sistema de medición.

-

Presión diferencial en cada uno de los filtros del sistema de medición.

-

En cada brazo de medición (transmisor).

-

En medidores de densidad (transmisor).

El transmisor de presión debe tener una precisión de 0.15% de F.S. (Full Scala) o mejor, de manera que garantice una incertidumbre combinada total inferior a 0.2% en medición de presión. La señal de salida será de 4 – 20 mA con una resolución de 0.001 mA. En general la máxima desviación de la medida no debe ser superior a 3 psi en cualquier punto del span. Colocar la norma. Los manómetros deben ser de carátula de 6”, y si la operación lo requiere, deben ser llenados con glicerina. La exactitud ≤ ± 1.6% del rango. El rango del manómetro lo define el proceso. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.2.6. Toma muestras automático •

Repetibilidad el grab (alícuota): ≤ ± 2%.

•

Grab rate (frecuencia de muestreo): Debe cumplir con los requerimientos mencionados en el API MPMS Chapter 8.2 punto 7. = 0.0001233 X

o 0.079548 X

Ecuación (1)

Donde: D = Diámetro nominal de la tubería en milímetros d = Diámetro nominal de la tubería en pulgadas •

Rango de viscosidad: (0,5 – 8.000,00) Centistokes.

7.2.7. Condiciones de proceso El sistema de medición debe estar totalmente aislado de cualquier fuente de corrientes parásitas o de protección catódica y contar con un adecuado sistema a tierra. Como regla general, el sistema de medición estará diseñado para que opere a las condiciones de proceso propias de cada planta (tipo de fluido, flujo, presión, temperatura, viscosidad, densidad, etc.) y ambientales (temperatura, humedad relativa, clasificación eléctrica del área, zona sísmica, altura sobre el nivel del mar, etc.) sin que se disminuya su desempeño, para lo cual deberán considerarse las protecciones mecánicas que la tubería, equipo e instrumentos de medición y equipos auxiliares, que se requieran. 7.2.8. Diseño de tuberías del sistema de medición •

Todas las tuberías en los sistemas de medición deben estar alineadas y soportadas con el fin de aislar esfuerzos externos o movimientos agudos que afecten a los equipos instalados; se deben tener en cuenta los efectos de expansión térmica y los movimientos hidráulicos de la tubería (vibraciones), teniendo en cuenta que los resultados de las simulaciones de flexibilidad de la tubería, sean las recomendadas por el diseñador. Se deberá obtener una perfecta nivelación de las tuberías, medidores y demás equipos individuales o del conjunto de un patín de medición si así es adquirido. Las normas relacionadas con limpieza de tuberías, pintura y color, serán las consignadas en los procedimientos y normas vigentes en ECOPETROL S.A.

•

La caída de presión máxima para un sistema de medición, incluyendo sus cabezales de entrada y salida, es de 29 psi (con el probador fuera de línea) y de 36 psi durante el proceso de calibración del medidor. Presiones mayores a la anterior, serán objeto de estudio a fin de ahorrar energía. Relacionar norma noruega.

•

Todos los sistemas deben tener puntos altos que faciliten el venteo del aire o vapor atrapado.

•

El diseño del sistema de medición, deberá considerar las facilidades para localización de probadores fijos o para desplazamiento y ubicación de probadores portátiles y medidores patrón. Cada brazo de medición deberá tener acceso independiente al probador si el diseño es de banco de medidores.

•

Con el objeto de evitar vórtices y garantizar la repetibilidad de los medidores, los sistemas de medición, en lo concerniente a tubería, deben cumplir las siguientes recomendaciones: -

Cada sistema de medición debe cumplir con el API MPMS Capítulo 6, Sección 6 - Sistemas de medición en poliductos, para líquidos en general y Sección 7 para líquidos viscosos. Todos en su última versión.


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Nota: Los arreglos indicados en el capítulo 6.6 del API MPMS, están considerados para medidores de desplazamiento positivo y del tipo turbina, para el caso de los medidores tipo coriolis se utiliza el arreglo de los medidores de desplazamiento positivo siempre y cuando el diseño del tubo vibrador sea en forma de omega, si es de tipo lineal en su diseño, primarán las recomendaciones del fabricante, Para los medidores ultrasónicos se utiliza el arreglo para instalación de medidores tipo turbina. -

El diseño de los brazos de medición debe estar sujeto a las recomendaciones del API MPMS Capítulo 5.

-

Dependiendo del tipo de medidor se elegirán los accesorios requeridos de acuerdo con la respectiva sección del API MPMS, capítulo 5, recomendaciones del fabricante y las condiciones operativas particulares.

-

Las válvulas utilizadas para desviar el fluido al probador o al medidor de referencia, y la que sirve de derivación hacia el probador, deben ser del tipo doble aislamiento y purga “double block & bleed” (DBB).

-

El orden de instalación de los instrumentos de los brazos de medición, teniendo en cuenta que el TIT genera vórtices que pueden hacer inestable la lectura de presión y de flujo de los medidores, es el siguiente aguas abajo: PIT, PI, TIT TI y termopozo de verificación.

7.2.9. Probadores La necesidad de calibrar periódicamente un medidor, es un requerimiento para obtener una medición precisa para disminuir la incertidumbre asociada a ésta, conforme a su exactitud, obedece a que su factor previamente aceptado y empleado para transferencias de custodia, puede estar fuera de los límites de control de su carta de control para un producto, debido a los cambios en las características del fluido, condiciones de funcionamiento y desgaste del medidor. Específicamente las razones de calibrarlos se dan por uno o por varios de los siguientes motivos: a. El medidor se ha desmontado y desensamblado para inspección o reparación. b. El “calibrador” (caso de PDM) del medidor se ha ajustado o requiere cambio. c. Algunos de los accesorios del medidor se han cambiado, reparado, o han sido removidos. d. Cambios en las condiciones operativas han ocurrido, por ejemplo gravedad API, densidad relativa, viscosidad, temperatura, presión o rata de flujo. e. Existencia de requisitos contractuales y de aseguramiento metrológico, por ejemplo mantenimiento programado basado en el volumen medido por el medidor o por tiempo transcurrido entre mantenimientos. Todos los sistemas de probadores de desplazamiento mecánico operan con el principio de desplazamiento repetible de un volumen conocido de líquido en una sección de tubería calibrada entre dos detectores. Dicho desplazamiento se lleva a cabo por medio de una esfera, un pistón o un desplazador sobredimensionado, que viaja a través de la tubería del probador. Los probadores deben ser diseñados, construidos y/o adquiridos, de conformidad con lo consignado en el capítulo 4 del API MPMS. El volumen de líquido del probador se compara simultáneamente con la medida del volumen medido por un medidor instalado en serie con el probador. En ésta sección se habla principalmente de probadores tipos bidireccionales con desplazador libre y unidireccionales con desplazador fijo a un eje, también denominados probadores compactos o de pequeño volumen (SVP), debido a ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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que son los más utilizados en ECOPETROL S.A. Para sistemas de medición tipo banco de medidores el probador deberá ser instalado aguas bajo del sistema de medición. Para sistemas de medición con un medidor en línea y el otro en stand by, el probador podrá instalarse aguas arriba o abajo. •

Se deberá contar con conexiones apropiadas y de fácil acceso para realizar la calibración por el método del “Water Draw”.

A continuación se muestra un cuadro de nivel de jerarquía de los probadores (Figura 3.).

Figura 3. Jerarquía de los probadores

Fuente: Figura 7 del API, MPMS 4.7. “Level Petroleum Measurement Hierarchy” Las siguientes consideraciones se deben tener en cuenta en la selección del probador: •

Las características metrológicas de los sistemas de probadores deben ser, como mínimo un nivel superior al nivel del equipo a calibrar.

•

Los tubo-probadores deben tener una resolución de pulsos entre interruptores detectores de esfera o desplazadores, con respecto al medidor, de 1 parte en 10.000 ó mejor. Lo anterior se asegura utilizando probadores que garanticen al menos 10.000 pulsos entre interruptores detectores o empleando la interpolación de pulsos para probadores que no cumplan con éste requisito.


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•

Deben instalarse lo más cercano posible a los medidores a calibrar y aguas abajo del sistema de limpieza. Además debe tener una válvula de alivio térmico, que garantice aliviar las sobrepresiones por expansión térmica cuando el probador no esté en línea.

•

Con el fin de mantener la temperatura del producto estable para facilitar los procesos de calibración de medidores y la recalibración del probador por el método del drenado de agua, el probador debe estar bajo cubierta. En los sitios donde lo anterior no sea posible por limitaciones de espacio, de podrá instalar aislamiento térmico o pintura ultrareflexiva. La principal consideración que determina la especificación de este aislamiento térmico tanto para el probador como para la tubería asociada, es el ambiente y la temperatura del fluido, ver capítulo 4.5.1 del MMH de Ecopetrol.

Δ T entre la temperatura

•

Los probadores deben diseñarse de tal forma que puedan manejar los flujos máximos y mínimos de los medidores a ser calibrados, teniendo en cuenta que sus características metrológicas sean mejores que las del medidor a calibrar y cumpla con la norma API MPMS 4.8 Sistemas de prueba.

•

El diseño deberá prever facilidades para limpieza, drenaje, venteo y calibración del probador.

•

La superficie interna, los elastómeros de los sellos, el recubrimiento interno y demás materiales en contacto con el fluido, deben ser de un material que pueda resistir el fluido que se maneja y sus contaminantes.

•

Las pruebas de calibración del volumen certificado inicial, deberán hacerse con el sistema de calibración del fabricante o en su defecto con el de la compañía de inspección de Cantidad y Calidad contratada por él, antes del envío del equipo y preferiblemente en presencia de un representante calificado del comprador, lo anterior no elimina la realización de una calibración del volumen base del probador, cuando se encuentre en las instalaciones del comprador, previo a ser colocado en operación.

•

Las pruebas de aceptación de fabrica (FAT) se desarrollaran conforme a lo consignado el anexo F de éste documento.

•

Los probadores nuevos deben venir calibrados de fábrica con informe de calibración e incertidumbre expresada conforme a los lineamientos de la “Guía para expresión de la incertidumbre en la medición”, ISO / BIPM / GUM.

•

El máximo valor permitido de incertidumbre en el volumen del probador obtenido en la prueba de calibración en planta del fabricante, será de ± 0.04 % (incertidumbre expandida con un factor de cobertura k=2). Lo comúnmente usado es solicitar al fabricante que el probador sea calibrado cumpliendo con una repetibilidad entre 3 o más pruebas consecutivas dentro del rango de 0.02%, de conformidad con lo consignado en el MPMS del API, capitulo 12.2, parte 4, sección 12.2.4.

7.2.9.1.

Probadores bidireccionales con desplazador de esfera

Dentro del diseño de un sistema de medición, el ingeniero debe seleccionar los accesorios relevantes para el aseguramiento metrológico de su sistema, esto incluye los accesorios más importantes de los probadores. El probador debe ser construido de acuerdo con Capítulo 4.2 del API MPMS “Proving Systems -Displacement Provers” y con base en los siguientes criterios y accesorios mínimos con los que debe contar: •

Todos los probadores nuevos deben tener instalados cuatro (4) interruptores detectores de esfera (dos en cada extremo) y dos (2) volúmenes calibrados certificados. El volumen calibrado entre los dos pares de detectores debe ser suficiente para permitir la identificación del par de detectores que están siendo utilizados (la diferencia de volúmenes calibrados no deberá ser mayor a 0.05%). La velocidad del desplazador depende del diámetro interno de la tubería del probador y de los flujos máximos y mínimos de los medidores a calibrar. La velocidad del desplazador se puede calcular de la siguiente forma:


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Ecuación (2)

O

Ecuación (3)

Donde: = Rata de flujo en barriles por hora = Diámetro interior de la tubería del probador en pulgadas = Velocidad del desplazador en pies/segundo Para mayores detalles de dimensionamiento y ejemplos de cálculo de probadores remítase al apéndice B del capítulo 4.2 del API MPMS. Algunos fabricantes recomiendan utilizar una velocidad de diseño del desplazados de 3.75 pies/segundo y una máxima de 5 pies/segundo, con el fin de poder prever crecimiento futuro del flujo a manejar. La velocidad mínima no deberá ser menor a 0.5 pies/segundo. •

Las bridas en la sección calibrada deben ser de tipo Hembra-Macho (con empaque de O-ring), con el fin de poderlo desarmar en caso de revisión interna en la sección calibrada o para transporte, para preservar la sección calibrada.

•

Varios tipos de interruptores de detección del desplazador son descritos a continuación: 1. De tipo mecánico, que pueden ser usados para detectar el paso e esferas construidas con elastómeros y de pistones y que pueden activar el contacto del interruptor de forma mecánica o magnética y que pueden ser balanceados o no por presión. 2. De proximidad tipo actuación magnética, son utilizados en probadores bidireccionales de pistón y 2 anillos excitadores no magnético son incorporados en los sellos del pistón.

•

Válvula de alivio térmico instalada normalmente en la tubería de salida del probador.

•

Interruptores de paso de desplazador. Son dispositivos de alta precisión instalados en el probador, los cuales son usados para detectar el paso del desplazador, el volumen certificado del probador es una cantidad de fluido que es desplazado entre 2 interruptores detectores de posición.

•

Cámaras de lanzamiento y transferencia. En los probadores un área debe ser prevista para que el desplazador pueda descansar sin obstaculizar el flujo, cuando el probador se encuentra en línea con el medidor bajo calibración, pero sin que el desplazador esté en tránsito entre una cámara y la otra.. Los probadores bidireccionales de esfera requieren cámaras de lanzamiento en ambos extremos, los probadores bidireccionales de pistón no requieren cámaras de lanzamiento. En probadores unidireccionales con desplazador libre (esfera) una cámara de transferencia es usada en combinación con una o más arreglos de válvulas para almacenarla y aislarla de la corriente, para posteriormente ser retornada de nuevo al proceso, cuando sea necesario.

•

Válvula de 4 vías. Es usada en probadores bidireccionales (esfera y pistón), sirve para cambiar la dirección el flujo. Son diseñadas para generar bajas diferenciales de presión, son de doble bloqueo y purga para verificar la integridad del sello de la válvula. Un sello hermético debe ser garantizado y verificado antes de que la esfera active el primer detector. Una longitud adicional de la tubería debe ser incorporada al probador (tubería de carrera previa o prerun), entre la cámara de lanzamiento y los detectores de la esfera, para permitir que la esfera viaje mientras que la válvula esté cambiando de vía y asegurar que esté completamente cerrada antes


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de que la esfera entre en contacto con el primer interruptor, esta longitud es diseñada para la máxima rata de flujo a manejar por el probador. •

Transmisores de presión y temperatura, manómetros calibrados, termopozos para termómetros certificados en la entrada y salida del probador y 2 termopozos adicionales, para el proceso de verificación del lazo de temperatura, de entrada y salida, con las características señaladas en la sección 7.1.4.2 a 7.1.4.4 de éste estándar.

•

Partes de repuesto en cantidades suficientes para la puesta en marcha y dos años de operación y accesorios requeridos para su correcta operación y supervisión, como: esferas, kit de inflado/llenado, aro de dimensionamiento y kit de remoción, lengüetas para la válvula de 4 vías e interruptores detectores de esfera.

•

Al menos una tapa de apertura rápida (instalada en una de las cámaras de lanzamiento de la esfera), con indicador de presión, con capacidad para soportar la máxima presión del sistema.

•

Válvulas de venteo en los puntos más altos de las cámaras de lanzamiento.

•

Válvulas de drenaje en los puntos más bajos fuera de la sección calibrada y en las cámaras de lanzamiento.

•

Conexiones para re-calibración en campo, por el método del Water Draw.

•

Las esferas inflables generalmente pueden ser de tres tipos de materiales:

Esferas de Neopreno. Son buenas para aplicaciones de crudo de baja presión y anhídrido de amoniaco. No se recomienda para productos con presencia de aromáticos. Son de color negro.

Esferas de Nitrilo. Son utilizadas para aplicaciones con derivados del petróleo (gasolinas, kerosenes, diesel, etc.) y para crudos de alta presión. Son de color negro.

Esferas de Poliuretano. Son más resistentes a la abrasión que las mencionadas anteriormente. Se distinguen por los siguientes colores: -

Amarillas (durómetro 53). Para aplicaciones de crudos dulces, gasolinas, aceites calientes, Jet A1, avigas, butanos, propanos, gases naturales líquidos y todos los productos refinados no catalogados como aromáticos.

-

Verde (durómetro 58). Para aplicaciones de gas natural a altas presiones.

-

Roja (durómetro 66). Para aplicaciones con tolueno, propileno y donde algunos compuestos tienden a provocar ampollas y causar deterioros a la esfera.

El tamaño de inflado de las esferas es regulado por el capítulo 4.2 del API MPMS, apéndice F, denominado “Prover Sphere Sizing”, con el fin de obtener un mínimo inflado que garantice el sello cuando se enfrente con los interruptores detectores del desplazador o en los accesorios de tubería del probador. Para mayores detalles técnicos de las esferas, relacionados con los límites de operación en cuanto a rango de temperatura, presión, material de construcción y tiempo de almacenamiento, consultar los manuales técnicos del fabricante. •

Válvula de 4 vías. Deben contar con: Actuador eléctrico o electro hidráulico, dependiendo del tamaño de la válvula, controlado desde el computador de flujo. Debe tener en su cuerpo indicador de presión y transmisor o switch presión diferencial, que permita supervisar el sello de la válvula durante la calibración de los medidores. Interruptor de posición de la válvula, conectado al computador de flujo. La rata de flujo máxima que maneja una válvula de 4-vías con actuador eléctrico se puede determinar a partir de la Tabla1:


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Tabla 1. Características de las válvulas

2"

Máxima Rata de Flujo (BPH) 785

3"

785

Tamaño válvula (Pulg)

8"

Máxima Rata de Flujo (BPH) 5,700

10"

8,850

Tamaño válvula (Pulg)

4"

1,430

12"B

9,150

6"

3,285

12"CA

10,150

16"

14,285

Las válvulas de 4 vías son fabricadas en ANSI 150 para diámetros de 12” a 16”, para diámetros menores a los anteriores, son construidas comercialmente desde ANSI 300 y pueden ser construidas hasta ANSI 900. El tiempo típico de transito de una válvula de 4 vías para cambio de sentido del flujo es de 5 segundos, con lo anterior se minimiza la longitud de las tuberías entre las cámaras del lanzamiento y los interruptores de detección de esfera o desplazador. Aunque el rango de flujo de los probadores bidireccionales es función del espesor de la tubería, de la velocidad de la válvula de 4-vías y, especialmente desde el punto de vista práctico, de la velocidad mínima (0.5 pies/s) y máxima (5 pies/s) de la esfera, el tamaño de probador se puede estimar a partir de la tabla 2.:

Tabla 2. Tamaño del probador bidireccional Probador Bidireccional Tamaño Tubo Probador (Pulgadas)

7.2.9.2.

Tamaño Cámara de lanzamiento (Pulgadas)

Rango de Flujo (BPH)

4”

8”

30 – 300

6”

10”

65 – 650

8”

12”

110 – 1100

10”

14”

180 – 1800

12”

16”

250 – 2500

14”

18”

300 – 3000

16”

20”

410 – 4100

18”

24”

500 – 5000

20”

24”

650 – 6500

24”

30”

930 – 9300

30”

36”

1100 – 11000

Probadores bidireccionales de pistón

En esencia cuentan con los mismos elementos, accesorios y válvulas de un probador bidireccional de esfera, tan solo que la sección de tubería calibrada es recta y cuenta con 2 cheques adicionales y 2 secciones de tubería adicional en entrada y salida del mismo. Cuando los probadores bidireccionales operan a muy bajas velocidades los de pistón son más adecuados. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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El anillo de sello de los pistones tiene menos área de superficie de contacto con la tubería interior y por lo tanto menos fricción. Menos fricción implica menos diferencial de presión para mover el pistón y por tanto el resultado es que el pistón se puede mover a muy bajas velocidades, hasta de décimos de pulgada por segundo. Específicamente los probadores de pistón son ideales para lo siguiente: •

Cuando se desean bajas velocidades.

•

Temperaturas extremas.

•

Incompatibilidad del líquido manejado con el material de la esfera.

Los pistones pueden ser diseñados para que tengan varias secciones (anillos) de sello cuyo grosor debe estar entre el 2 y 3% mayor que el diámetro interior de la tubería. Debido a que los sellos del pistón pueden ser fabricados en plástico en lugar de elastómeros, estos probadores utilizando estos materiales tienen un rango de temperatura de operación de -50 a +400°F. Esta cualidad hace a los probadores de pistón ideales para productos con temperaturas extremas. 7.2.9.3.

Probadores compactos de pistón

En el caso de requerirse un probador del tipo compacto, se debe cumplir con el Capítulo 4.2 y 4.6 del API MPMS “Proving Systems – Displacement Provers” y “Pulse Interpolation”, (en su última edición). El máximo valor permitido de incertidumbre en el volumen del probador obtenido en la prueba de calibración en planta del fabricante, será de ± 0.04 % incertidumbre expandida con un factor de cobertura k=2), lo comúnmente usado es solicitar al fabricante que el probador sea calibrado cumpliendo con una repetibilidad entre pruebas consecutivas de 0.02% (sin signos), de conformidad con lo consignado en el MPMS del API, capitulo 12.2, parte 4, sección 9.2. Este tipo de Probador puede ser móvil o fijo, ocupa menos espacio, y puede ser usado en Sistemas de medición que comparten el probador, presentando ventajas en condiciones operativas de: Baches pequeños, tiempos posibles de calibración pequeños y cambios frecuentes de productos. A continuación se presentan las tablas 3 y 4, con los tamaños de probadores compactos y otras características típicas de los 2 más usados en Colombia:

Tabla 3. Tamaños de probadores EMERSON PROBADOR COMPACTO EMERSON/DANIEL TAMAÑO TUBO PROBADOR (PULG) ECP-CNE-G-GEN-FT-001

TAMAÑO BRIDA DE CONEXIÓN (PULG)

VOLUMEN DESPLAZADO POR EL PROBADOR (GALONES)

RANGO DE FLUJO 20/70


8 12 mini 12 std 18 24


2 4 6 8 12

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(BHP) 0,36-357 1,43-1.428 2,5-5.000 5-5.000 10-10.000

5 10 15 30 65

Para éste probador aplican los mismos criterios de velocidad y la misma fórmula para calcular la máxima y mínima rata de flujo que para los probadores bidireccionales. Tabla 4. Tamaños de probadores HONEYWELL / ENRAF, CALIBRON PROBADOR COMPACTO HONEYWELL /ENRAF , CALIBRÓN TAMAÑO BRIDA DE CONEXIÓN (PULG) 3 6(S15C2) 6(S25C3) 8(S35C2) 8(S50C3) 12 16

7.2.9.4.

VOLUMEN DESPLAZADO POR EL PROBADOR (GALONES)

MÁXIMO FLUIDO PARA TURBINAS EN BPH

5 20 20 25 40 75 120

715 2.14 3.57 5 7.2 12.5 17.5

MÁXIMO FLUJO PARA PDM,CORIOLIS Y ULTRASÓNICO EN BPH 715 1.719 1.719 4.671 5.783 11.267 15.922

Probadores tipo tanque

Este tipo de probador es usado para calibrar medidores que entregan o despachan productos a carrotanques, donde no haya la facilidad para calibrar con probadores compactos o bidireccionales. El tamaño de este tipo de probadores, generalmente es menor o igual a 800 galones. En el caso de requerirse su construcción debe cumplir con el capítulo 4.4 del API, MPMS Probadores tipo tanque, ver Figura 4.


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Figura 4. Probador tipo tanque Nota: No se debe utilizar este tipo de probador para calibrar medidores que manejan crudos. Las calibraciones de estos tanques deben ser realizadas con agua como líquido de calibración y deben venir con su correspondiente certificado de calibración; este tiene una validez de: cinco (5) años si se utilizan para calibración de medidores ó de tres (3) años si se utilizan para calibración de probadores. Se utiliza el agua como líquido de calibración, debido a sus propiedades de bajo coeficiente de expansión térmica y alta capacidad calorífica. En caso que los probadores volumétricos se encuentren calibrados con una temperatura base diferente a 60°F, se debe utilizar como volumen base de la calibración, el volumen equivalente a 60 °F calculado con base en el valor del volumen certificado y la diferencia de temperaturas base. Para calibrar un medidor con un tanque de prueba, este último debe tener una capacidad suficiente para proveer una duración tal que la prueba resulte ser aceptable para todas las partes involucradas. La capacidad del tanque de prueba no debe ser menor que el volumen entregado en un minuto a la rata de flujo de operación normal a través del medidor bajo prueba. Sin embargo, es preferible que la capacidad sea de 1.5 a 2 veces el volumen entregado en un minuto. Los diámetros internos de los cuellos de los probadores volumétricos deben ser tales que, la más pequeñas graduación no represente más del 0.02% del volumen total, pero este diámetro interno del cuello no debe ser menor de 10 Cms, para poder introducir los termómetros y/o algún elemento para la limpieza de las paredes internas del tanque. Las lecturas leídas en la escala numerada en el cuello de estos tanques están expresadas en pulgadas cúbicas, positivas y negativas. Operación: El líquido que pasa a través del medidor se recoge en el tanque, hasta alcanzar la marca de calibración o un volumen muy próximo a ella. El volumen se lee en la escala calibrada y luego se compara con el volumen registrado por el medidor. De esta comparación se calcula el factor de corrección llamado "FACTOR DEL MEDIDOR" Desventajas: Para altas ratas de flujo el tanque tendría que ser muy grande lo cual resulta poco práctico.


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El flujo se debe iniciar tan pronto comience el llenado y pararse cuando el recipiente este lleno. Cuando se usa para productos muy viscosos estos se adhieren a las paredes produciendo inexactitud. 7.2.9.5.

Medidores maestros

Los medidores maestros son utilizados para confirmación metrológica de los medidores de flujo utilizados en la operación. Su instalación aguas arriba o aguas abajo del medidor a verificar, dependerá de evitar la acumulación de hidrocarburo entre los medidores, por lo cual el medidor que presente mayor caída de presión, deberá instalarse aguas abajo del otro. El medidor maestro deberá contar con características metrológicas similares o superiores al medidor a verificar, de preferencia de diferente tecnología (no se podrá comparar un medidor cuya característica principal sea medir masa contra otro cuya característica principal sea medir volumen). El capítulo 4.5 del MPMS del API, contempla el uso de medidores de Turbina y de Desplazamiento Positivo para uso como máster meter, no hace mención explícita a medidores Coriolis y Ultrasónico, sin embargo para medidores Coriolis y ultrasónico se deberán realizar pruebas de campo que comprueben su adecuado funcionamiento y precisión antes de utilizarlos como probadores oficiales. El medidor maestro debe ser calibrado con un probador debidamente con volumen base vigente, preferiblemente a las mismas condiciones operacionales del medidor bajo prueba, con un fluido de características similares al fluido de operación. Este método introduce adicional incertidumbre a la de un medidor calibrado con un probador directo, tal como probador compacto o bidireccional (ver capitulo 7.8.6 MPMS del API). Se recomienda que su frecuencia de calibración sea cada 3 meses según el MPMS del API, capitulo 7.8.2.11, por lo que se deberán dejar prevista las facilidades para su calibración. En las Figuras 5 y 6, se presentan 2 tipos de instalación de un medidor maestro.

Figura 5. Instalación de un medidor maestro a un sistema de medición en configuración de banco de medidores


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Figura 6. Instalación de un medidor maestro a un sistema de medición con un medidor en línea y el otro en stand by 7.2.9.6.

Selección de probadores

A continuación se presenta la Tabla 5, para la selección rápida de probadores.


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TANQUE DE PRUEBA

MASTER METER

COMPACTO Ó SVP

BIDIRECCIONAL DE PISTÓN

BIDIRECCIONAL DE ESFERA

UNIDIRECCIONAL DE ESFERA

Tabla 5. Selección de Probadores

PDM

S

S

S

S

S

S

TURBINA

N

S

S1

S

S

S

CORIOLIS

N

S

S*

S*

S

S

ULTRASÓNICO

N

S

S*

S

S

S

CRUDOS PESADOS

N

S

S*

S

S

S

REFINADOS

S

S

S

S

S

S

COSTO: H=ALTO M=MEDIO L=BAJO

B

M

H

M

M

M

FÁCIL INSTALACIÓN

S

S

S

N

N

N

FÁCIL TRANSPORTE

S

S

S

N

N

N

DESGASTE DE CUBRIMIENTO INTERNO

N

S

S

S

S

S

DESGASTE DE MATERIAL INTERNO

N

S

N

N

N

N

ACUMULACIÓN DE PARAFINAS

S

S

S

N

N

N

CAMBIOS FISICOS DEL PROBADOR

S

S

S

N

N

N

FALLAS O DESGASTE EN INTERRUPTORES DETECTORES

N

N

S

S

S

S

SU CALIBRACIÓN PARA DESGASTE NORMAL SE REALIZA CADA: (EN AÑOS), VER**

5

0,25

3

5

5

5

SE RECOMIENDA INSTALAR AGUAS ABAJO DEL MEDIDOR

S

S

S

S

S

S

0,015

0,06

0,03

0,03

0,03

0,03

CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA SU USO

TIPO DE PROBADOR

SU INCERTIDUMBRE HIPOTÉTICA ES DE: (SEGÚN API MPMS CAP. 4.1. TABLA 3)

NOTAS: S=SI, N=NO, *=DEPENDE DE LA VISCOSIDAD, S1=SIEMPRE Y CUANDO LA COMPARACIÓN SE REALICE EN VOLUMEN O EN MASA EN AMBOS MEDIDORES, **= VER MÉTODO PARA DETERMINAR LA FRECUENCIA DE CALIBRACIÓN DE PROBADORES CUANDO EL DESGASTE NO ES NORMAL, DEBIDO A ALTA UTILIZACIÓN, LÍQUIDOS CON ALTO CONTENIDO DE SEDIMENTO, ETC., SEGÚN EL APÉNDICE B DEL CAPITULO 4.9 DEL API MPMS PARÁGRAFO 1.

7.2.9.7.

Selección de Equipos de Campo

Este numeral describe las pautas generales para la selección de equipos para los sistemas de medición. A continuación se enumeran algunas consideraciones que se deben tener en cuenta en la selección de los equipos de un sistema de medición para transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos: •

Las propiedades de los líquidos a medir, incluyendo viscosidad, densidad, presión de vapor, toxicidad, corrosión, comportamiento abrasivo y lubricación.

•

Las ratas de flujo de operación; y si el flujo es continuo, intermitente, fluctuante, bidireccional y/o reversible.


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•

Las especificaciones de desempeño (por ejemplo, la linealidad del medidor y la repetibilidad) que se requieren para la aplicación.

•

La clase y tipo de conexiones de tubería, los materiales y las dimensiones del equipo a utilizarse.

•

El espacio disponible para la instalación del medidor y la instalación de prueba.

•

El rango de las presiones de operación (incluidos los aumentos súbitos), pérdidas de presión aceptables a través del medidor, y si la presión en el líquido es adecuada para prevenir la evaporación.

•

El rango de operación de temperaturas y la aplicabilidad de compensación automática de temperaturas.

•

Los efectos de contaminantes corrosivos en el medidor.

•

La cantidad y tamaño de partículas extrañas, incluidas partículas abrasivas, que son arrastradas por la corriente del líquido.

•

Los tipos de dispositivos de lectura e impresión o sistemas a emplearse, preamplificadores de señales y unidades estándar del volumen y masa que se requieran.

•

El tipo, método y frecuencia de calibración.

•

El método de calibración del medidor en su rata típica de entrega y el método para activarse o desactivarse en un banco de medidores, por cambios en la rata de entrega.

•

Si se requiere registro de volumen y/o masa.

•

El método para validar o modificar un factor del medidor.

•

La necesidad de equipo accesorio, como totalizadores, pulsadores, aparatos de inyección de aditivos, combinadores y dispositivos para controlar la entrega de una determinada cantidad.

•

Válvulas en la instalación del medidor. Éstas deben recibir una consideración especial porque su desempeño puede afectar la precisión de la medición. Las válvulas de control de flujo o presión en la corriente principal del medidor, deben ser capaces de prevenir choques o elevaciones de presión, con aperturas y cierres suaves. Otras válvulas, particularmente aquellas ubicadas entre los medidores y el probador, requieren de cierres a prueba de fugas, que pueden lograrse con válvulas de doble bloque y purga (double block-and-bleed valve).

•

Métodos/costos de mantenimiento y repuestos requeridos.

•

Los requerimientos adecuados para desmontes y cierres de seguridad.

•

Suministro de potencia eléctrica para medidores continuos o intermitentes.

•

Niveles de fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de datos por pulsos.

Los equipos complementarios se deben seleccionar de acuerdo con las siguientes condiciones de la instalación: •

Todos los componentes electrónicos de los sistemas de medición de transferencia de custodia deberán cumplir con la recomendación API MPMS 21.2.


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•

Ambiente: Se deben considerar las condiciones climáticas, para proteger la instalación adecuadamente. Se deben considerar los factores de seguridad eléctrica (incluyendo clasificación de áreas peligrosas), interferencias de frecuencias electromagnéticas y de radio, lo anterior aplica para todos los medidores de flujo antes vistos.

•

Mantenimiento: Se debe proporcionar un fácil acceso para trabajos de mantenimiento; y adquirirse los repuestos recomendados por el fabricante.

•

Compatibilidad: El dispositivo de lectura de salida o registrador debe ser compatible con el medidor y su sistema de transmisión.

•

Instalación: Todo el equipo debe instalarse y operarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante; y deberá ajustarse a las regulaciones aplicables.

7.3. MEDIDORES DE FLUJO Los medidores de flujo deben ser seleccionados con base en la aplicación, en el flujo (continuo o discontinuo), en la caída de presión, en la viscosidad y en la limpieza del producto, contenido de azufre, acidez, etc. La tabla No 6, es una guía de selección de medidores teniendo en cuenta varios parámetros.

PDM

TURBINA CONVENCIONAL

ULTRASÓNICO

CORIOLIS

TURBINA HELICOIDAL

MEDIDORES PARA LLENADEROS Y DESCARGADEROS DE CARROTANQUES

Tabla 6. Guía para la selección y características de un medidor

PROBADOR TIPO TANQUE

S

S

S

S

S

S

MASTER METER

S

S

S

S

S

S

PROBADOR COMPACTO Ó SVP

S

S

S

S

S

S

PROBADOR BIDIRECCIONAL DE PISTÓN

S

S

S

S

S

N

PROBADOR BIDIRECCIONAL DE ESFERA

S

S

S

S

S

N

PROBADOR UNIDIRECCIONAL DE ESFERA

S

S

S

S

S

N

CRUDOS PESADOS

N

N

N

S*

S*

S

REFINADOS

S

S

S

S

S

S

GLP

S

S

S

S

S

S

COSTO: H=ALTO M=MEDIO L=BAJO

S

S

S

S

S

S

FÁCIL INSTALACIÓN EN SITIO OPERATIVO

A

B

A

A

M

M

FÁCIL TRANSPORTE (MOVILIDAD)

S

S

S

S

S

S

FLUIDOS MUY VISCOSOS

S

S

S

S

S

S

PÉRDIDA DE MATERIAL INTERNO POR DESGASTE O ABRASIÓN

S

N

N

S

S

S

ACUMULACIÓN DE PARAFINAS EN SU

S

S

S

S

S

CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA SU USO

TIPO DE MEDIDOR


S 27/70

ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES

ULTRASÓNICO

CORIOLIS

TURBINA HELICOIDAL

MEDIDORES PARA LLENADEROS Y DESCARGADEROS DE CARROTANQUES

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TURBINA CONVENCIONAL

TIPO DE MEDIDOR


PDM

CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

S

S

S

N*

S

N

N

N

N

N

N

INTERIOR ALTOS CAUDALES FLUIDOS CON CONTAMINANTES

S

SU PRECISIÓN ES MENOR A CERO =+/_______%

0,07 A 0,15

0,10 A 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 SEGÚ SEGÚN SEGÚN SEGÚN SEGÚN N SEGÚN CONTR CONTRA CONTRA CONTR SU CALIBRACIÓN SE REALIZA CADA CONT CONTRATO Ó ATO Ó TO Ó TO Ó ATO Ó RATO ATC ATC ATC ATC ATC Ó ATC S* = PUEDE MANEJARLOS, SIN EMBARGO PRESENTA ALTAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN QUE LO HACEN ANTIECONÓMICO. S** = HASTA APROXIMADAMENTE 100 CSTKS N* = EL API RECOMIENDA ESTUDIAR MUY BIEN SU APLICACIÓN PARA TAMAÑOS SUPERIORES A 6" DE DIÁMETRO.

7.3.1. Medidores de Flujo Tipo Desplazamiento Positivo Considerados en el capítulo API MPMS capítulo 5.2. En la figura 7. Se presenta un medidor de desplazamiento positivo de aspas deslizantes.

Figura 7. Medidor de desplazamiento positivo de aspas deslizantes


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Figura 7. Se utilizan en flujos intermitentes o continuos en fase líquida, éstos medidores tienen un generador de pulsos y si la operación lo requiere, un contador volumétrico mecánico local. Los medidores deberá ser preferiblemente de doble carcasa (double case) y doble pick-up (transmisor de pulsos dual con desfase de 90º eléctricos). Para la medición de transferencia de custodia de crudos y refinados, debe instalarse con la facilidad para ser recalibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto. Estos medidores deben tener una transmisor de pulsos de alta resolución en pulsos / Bbls. Para medición de hidrocarburos de alta viscosidad, se recomienda el uso de medidores tipo desplazamiento positivo, debido a su excelente linealidad de ±0.15% en un rango de flujo de 10:1. Si la viscosidad incrementa, esta relación también se incrementa. Debido a su forma de operar, el medidor tipo desplazamiento positivo no requiere de venas enderezadoras ni tramos de tubería recta antes y después del mismo, requiere de mantener una contrapresión que garantice una presión superior a la presión de vapor de equilibrio (RVP) para asegurar que el producto se mantenga en fase líquida (API MPMS Capítulo 5, sección 2). Los medidores de flujo tipo desplazamiento positivo deberán seleccionarse para trabajar con viscosidades > 1 cP entre el 10 y el 100 % de su máxima rata de flujo. Los medidores de tipo desplazamiento positivo podrán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares, aceites lubricantes, combustóleos, etc. Para el caso de medición de líquidos con altas temperaturas, arriba de 200 ºF, los álabes del medidor deberán ser de acero al carbón para evitar daños y que éstos entren en contacto con la pared del medidor y se dañen. Se debe considerar que este cambio reducirá el alcance de medición del flujo máximo en un 25% aproximadamente. Los medidores tipo desplazamiento positivo no deberán usarse para presiones mayores a 900 # ANSI (1 440 psi), las características de los medidores tipo desplazamiento positivo deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.2 del API MPMS.

Tabla 7. Ventajas y desventajas de los medidores de desplazamiento positivo Ventajas

Desventajas

Mide líquidos viscosos No requiere potencia externa para operar Capacidad de registro de ratas bajas Diseño simple No requiere enderezador de flujo

Susceptible a daños por hidrocarburo en dos fases Susceptible a corrosión y erosión Altos costos de mantenimiento Susceptibles a cambios de viscosidad Susceptibles a daños por sobre velocidades del rotor

7.3.2. Medidores de Flujo Tipo Turbina Para la medición de transferencia de custodia de hidrocarburos refinados, el medidor de flujo ampliamente utilizado es el medidor tipo turbina, normalmente instalado con la facilidad de que sea recalibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto, tratado en el API MPMS, capítulo 5.3. Estos medidores deben tener dos bobinas colectoras de pulsos (pick-up coil) instaladas de tal forma que se generen trenes de pulsos con 90º eléctricos de desfase. En la Tabla 8, se presentan las ventajas y desventajas de un medidor tipo turbina. Tabla 8. Ventajas y desventajas de los medidores tipo turbina ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Ventajas

Desventajas

Amplio rango de flujo para líquidos de baja viscosidad Pequeño tamaño y peso Larga vida útil Amplio rango de temperatura y presión de operación

Requiere enderezador de flujo Requiere presión de sustentación Susceptible a acumulación de depósitos en su superficie Sensible a cambios de viscosidad

Para medición de altos flujos de refinados se recomienda el uso de medidores tipo turbina gracias a su tamaño compacto, a su moderada caída de presión a través del medidor y, a su excelente linealidad sobre el rango de flujo hasta ±0.07% en un margen de 10:1. La selección de los enderezadores de flujo que se utilizan para la instalación de los medidores, se debe hacer de acuerdo con el capitulo 5.3.7.1 (figuras 3 y 4) del MPMS del API o según las recomendaciones del fabricante de la turbina. Los medidores de flujo tipo turbina convencional deberán seleccionarse para trabajar con viscosidades bajas, menores a 2 Cstks, para mayores detalles consultar al fabricante. Los medidores de tipo turbina no deberán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares los cuales puedan depositare en los álabes del medidor, a menos que se cuente con “heat tracing” (calentadores) o que el producto se mantenga a una temperatura que no permita alcanzar en aplicaciones de hidrocarburos la precipitación de las parafinas. Los medidores tipo turbina normalmente deberán seleccionarse en materiales aptos para el manejo del liúido a medir, tanto en el cuerpo como en sus internos. Los medidores tipo turbina de diámetros menores o iguales a 4”, generalmente serán capaces de generar 1.000 pulsos/Bbl o más; para medidores de tamaños mayores ésta condición no se da, por lo que se debe garantizar que el número de pulsos por barril multiplicado por el volumen certificado del probador en barriles, dé cómo resultado un número de pulsos totales mayor o igual a 20.000 si es para un probador bidireccional o de 10.000 pulsos para un unidireccional. Para el caso de un probador de volumen pequeño o compacto, es muy difícil obtener los 10.000 pulsos, por lo que generalmente deberá considerarse aplicar la doble cronometría en el computador de flujo. Las características de los medidores de turbina deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.3 del API MPMS. En la figura 16 se presenta un arreglo de tuberías de tubería recta aguas arriba del medidor. Los enderezadores de flujo bien diseñados e instalados acondicionan el perfil de flujo y reduce el giro o swirl, sin embargo se recomienda instalar elementos supresores de swirl (profailer) para minimizarlo, o el conjunto de los dos, denominado acondicionador de alto desempeño (higt performance”. Las siguientes recomendaciones son presentadas a continuación para eliminar acondicionar el perfil de flujo: •

La sección de tubería debe ser recta y lo más simétrica posible.

•

El diseño y la construcción deberán ser lo más robustos posible para minimizar distorsión o el movimiento a los altos flujos.

•

En general la construcción interna deberá ser lo más limpia posible, con baja rugosidad y con el menor efecto por las protuberancias interiores generadas por la penetración de la soldadura en la tubería, para lo cual se debe mecanizar dichos puntos de soldadura interna. En la Figura 8 se presenta la instalación típica de una turbina.


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Figura 8. Se presenta la instalación típica de una turbina En la Figura 9, se presenta una instalación típica de un medidor de turbina para hidrocarburos líquidos.

Figura 9. Instalación típica de una turbina para medición de hidrocarburos líquidos Para los sistemas de medición con turbinas es obligatorio contar con filtros que garanticen la integridad mecánica del equipo ante daños por impurezas, residuos o cualquier partícula en suspensión, la selección del tipo de filtración depende de la máxima caída de presión que acepta el proceso y la recomendación de máximo tamaño de partícula suministrado por el fabricante. El diseño del sistema de medición con medidor tipo turbina debe contemplar las protecciones (control automático de contra presión) para evitar sobre velocidades del rotor debido a:Empaquetamiento y/o , rotura de la línea aguas abajo del medidor. La construcción e instalación del sistema de medición debe evitar los esfuerzos sobre éste, por desalineamiento, todas las reducciones deben ser concéntricas, adicionalmente se debe asegurar que las soldaduras durante la ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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construcción no muestren protuberancias internas, la tubería de los tramos rectos debe ser comercial para asegurar que su rugosidad interna no varié en gran medida el número de Reynolds del fluido. 7.3.3. Medidor tipo turbina helicoidal Este tipo de turbinas se han instalado en sistemas de transferencia de custodia de productos viscosos, con buenos resultados, hasta 100 cStks, a continuación se enumeran los aspectos a considerar. •

La tecnología de turbinas helicoidales es estable.

•

Se recomienda, ante la evidencia de diferentes instalaciones propuestas por los fabricantes, instalar este tipo de medidores con enderezadores de flujo.

En la Figura 10 se presenta la instalación típica de una turbina helicoidal (opción 1).

Figura 10. Instalación típica para una turbina helicoidal (Opción 1) En la Figura 11 se presenta la instalación típica de una turbina helicoidal (opción 2).


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Figura 11. Instalación típica para una turbina helicoidal (Opción 2) •

Se debe tener en cuenta que el sistema de medición con equipo primario tipo turbina helicoidal requiere una válvula de contrapresión para evitar la sobre velocidad del fluido en el equipo, a sí como también contar con filtración aguas arriba del sistema.

•

En cuanto a la calibración de esta clase de medidores se debe considerar aplicar doble cronometría en el computador de flujo, aún para probadores bidireccionales, para cumplir con la normatividad, dado que tiene baja resolución o número de pulsos por barril.

7.3.4. Medidores de flujo tipo coriolis (API MPMS 5.6) La masa de un cuerpo se determina pesándolo. La dificultad radica en pesar una masa que se esté moviendo dentro de una tubería. El principio de Coriolis permite que el flujo másico en las tuberías pueda medirse en forma directa y continua (Medición de flujo volumétrico) y debe su nombre al físico y matemático francés Gaspar Gustave de Coriolis. •

Principio de funcionamiento El efecto Coriolis ocurre solamente en sistemas rotativos y no debe confundirse con la fuerza centrífuga. El medidor de Coriolis se basa en la fuerza que ejerce las partículas del fluido, al encontrarse en un sistema que perturba su orientación. El principio de operación se basa en las fuerzas de inercia que se generan siempre que una partícula en un cuerpo en rotación, se mueva en relación al cuerpo y en dirección hacia o en sentido opuesto al centro de rotación.

La principal aplicación de estos medidores es la medición de masa y densidad. Algunos de estos medidores incluyen la medición de temperatura. Con las anteriores variables se puede calcular el volumen y densidad estándar. Los medidores modernos tienen electrónica asociada que permite transmitir ó visualizar estas variables secundarias. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Los medidores tipo Coriolis pueden usarse para medir fluidos viscosos, productos blancos y gas natural. En productos altamente viscosos usualmente hay gas en forma de burbujas que podrían afectar la exactitud del medidor. Las características metrológicas del medidor tipo Coriolis, deben cumplir con los requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad en todo su alcance de medición. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.6. Para el caso de hidrocarburos líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117. En la Tabla No 9, se presentan las ventajas y desventajas de un medidor tipo coriolis. Tabla 9. Ventajas y desventajas del medidor tipo Coriolis Ventajas Bajo nivel de mantenimiento No es susceptible al daño por fluido en dos fases No es sensible al cambio de viscosidad Medición directa de masa y densidad

Desventajas Condiciones de instalación exigentes, incluyendo choques y vibraciones Puede acumular depósitos internos, que afectan la medición Limitantes en el tamaño del medidor 10” Requiere presión de sustentación Dificultad de calibración con probadores de pequeño volumen (SVP)

Los medidores de tamaños mayores a 6”, no son usados para aplicaciones volumétricas de transferencia de custodia (ver MPMS del API, capitulo 5.1.6.3). La instalación de estos equipos debe tomar en cuenta lo siguiente: -

Una correcta alineación de tubería.

-

Si se hace necesario reducciones (cambios bruscos de diámetro), éstas deben ser graduales y las tuberías de entrada y salida deben ser de construcción simétrica.

-

Los apoyos deben ser lo más cercano al medidor en forma simétrica.

-

Si el tubo es en omega, se debe tener cuidado con las vibraciones en la línea.

-

Si el tubo es tipo lineal, posiblemente pueda tener problemas con el efecto remolino y entonces será necesario instalar enderezador y tramos de tubería recta antes y después del medidor.

-

Se debe considerar la utilización de filtros para evitar daños por abrasión, cuando la velocidad de las partículas lo amerite.

-

La operación de estos medidores se ve afectada por fluidos en dos fases por lo cual hay que tomar las consideraciones pertinentes para evitar tal situación.

En la Figura 12, se presenta un ejemplo de instalación de un medidor coriolis para hidrocarburos líquidos.


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Figura 12. Instalación de un medidor coriolis para hidrocarburos líquidos (aún que el by pass no es recomendado, en algunos casos se requiere por condición operación, por lo que se deberán tomar las acciones del caso de control para evitar perder la contabilización total o parcial del medidor.) Un medidor tipo coriolis se encuentra diseñado para medir masa, es necesario realizar la conversión de ésta masa a volumen por medio del densitómetro instalado en el mismo medidor o un densitómetro externo dedicado. Lo anterior involucra una mayor incertidumbre en la lectura del equipo que se debe tener en cuenta en los puntos de transferencia de custodia, entre más preciso sea el densitómetro mejor será la conversión de volumen a partir de la masa (Nivel de discriminación para densidad líquida mínimo de +/- 0.001 g/cc y repetibilidad de +/- 0.0005, según MPMS del API, capitulo 14.6), por lo que se recomienda tomar la densidad del equipo más preciso. -

El diseñador del sistema de medición debe tener en cuenta la sensibilidad de algunos medidores coriolis al cambio de la presión de la línea por encima de la presión de calibración del medidor, por tal motivo el diseñador debe garantizar una presión máxima en la línea con una válvula reguladora aguas arriba del medidor, localizada a una distancia suficiente para que los pulsos no puedan interferir en la exactitud del sistema de medición.

-

El diseño de un sistema de medición abarca el montaje y el soporte del sistema primario de medición y sus accesorios, por esto se debe asegurar la alineación y el soporte del sensor del medidor de Coriolis para evitar esfuerzos de tensión y compresión, en esta etapa es importante tener en cuenta que la estabilidad del cero se ve afectada por los esfuerzos normales, axiales y de torsión debidos a la presión de operación, peso y esfuerzos térmicos.

7.3.5.

Medidores ultrasónicos

El equipo de medición ultrasónica se basa en el tiempo que demora una señal ultrasónica en viajar de un transductor a otro (principio tiempo de transito), una distancia conocida¸ (API MPMS capítulo 5.8) El medidor ultrasónico para transferencia de custodia debe ser multi paso, esto significa que tiene varios pares de transductores, los cuales censan la velocidad del flujo en diferentes direcciones, la comparan con perfiles almacenados en la CPU del medidor y este realiza las operaciones de cálculo del caudal. Por la razón anterior estos medidores pueden medir hasta con un solo par de transductores; cada vez que se pierde confiabilidad en un par de transductores se está sacrificando exactitud en la medición. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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En la Tabla No 10, se presentan las ventajas y desventajas de un medidor tipo ultrasónico. Tabla 10. Ventajas y desventajas del medidor ultrasónico Ventajas Se fabrican en grandes diámetros La respuesta del medidor es rápida Aceptable exactitud hasta viscosidades medias Amplia rangeabilidad y mínima caída de presión.

Desventajas Se ve afectado en aplicaciones de 2 fases Su instalación es exigente Tecnología relativamente nueva Requiere de probadores más grandes que los normales y mayor número de corridas de calibración para obtener la repetibilidad de norma.

La principal característica de estos medidores es que pueden medir altos flujos con caídas de presión prácticamente nulas, igualmente puede medir volúmenes de productos relativamente viscosos y productos blancos además de gases licuados del petróleo, ver Figura 13.

Figura 13. Medidor ultrasónico para líquidos La principal aplicación de estos medidores es para medición en volumen, éstos además requieren para su correcta operación, tramos de tubería recta antes y después del medidor. Las características metrológicas del medidor tipo ultrasónico deben cumplir con los requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.8. Para el caso de líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117 (Organismo Internacional de Metrología Legal). Para la selección de estos equipos es necesario que el ruido generado por las válvulas de control no se encuentre en las frecuencias de operación del medidor, de lo contrario deben instalarse filtros pasa bajos en la línea. Todos los equipos auxiliares que se requieren para tener confiabilidad en la corrección del volumen medido, se deben instalar aguas abajo del medidor ultrasónico, después de la longitud recta recomendada por API MPMS capítulo 5.8. Para el medidor ultrasónico el punto de corrección de cero flujo, debe ser determinado.


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Se debe considerar la utilización de filtros para evitar depósitos en las paredes internas del medidor y el conjunto enderezadores de flujo y “profailer” o acondicionador de alto desempeño (high performance”) cuando la velocidad de las partículas lo amerite. El acondicionador de alto desempeño (high performance”), será el recomendado por el fabricante y deberá ser suministrado por él y el medidor será certificado con ellos instalados. En la Figura 14, se presenta un ejemplo de Instalación de un medidor ultrasónico para hidrocarburos líquidos.

Figura 14. Ejemplo de Instalación de un medidor ultrasónico para hidrocarburos líquidos Este sistema al basarse en pulsos generados por el sistema electrónico, requiere estar totalmente aislado de corrientes de protección de la tubería y con un adecuado sistema de tierras para descargas eléctricas. Es importante ser redundante en este aspecto en cuento a protecciones para el sistema. El diseño de la instalación debe contar con un brazo de respaldo que permita flexibilidad a la operación y al mantenimiento. La SPU (Signal Processing Unit) debe contar con facilidades de configuración para el reporte de auto-diagnóstico, que generalmente entrega un archivo en Excel denominado “maintenance log” el cual incluye la siguiente información: •

Reporte gráfico de las siguientes variables por cada transductor durante el tiempo de análisis: velocidad de flujo, velocidad del sonido, perfil de flujo, relación de velocidad de flujo, factor de perfil de flujo, ganancia (relación señal/ruido) y desempeño.

•

Reporte de inspección.

•

Cálculo de la velocidad del sonido usando con el líquido con que se calibró el medidor.

•

Configuración de la SPU.


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•


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Reporte de datos operacionales.

En el certificado de calibración en fábrica se incluirá la configuración inicial, la cual debe ser mantenida durante la operación del medidor, los datos configurados obedecen a los criterios especificados por el fabricante en el manual de instalación y operación del medidor. De igual manera se verifica la concordancia de las variables que se configuran en la SPU como en el computador de flujo. La configuración en la SPU de los resultados de la calibración en fábrica corresponde a los consignados en el certificado a saber: •

Valor de ratas de flujo para los diferentes puntos de linealización.

•

Valores del Meter factor para cada una de las ratas de flujo arriba anunciadas.

•

Número de pulsos por unidad de volumen o K-factor.

•

Valores de número de Reynolds versus rata de flujo.

7.4. TOMA MUESTRAS AUTOMÁTICO Los sistemas de medición para transferencia de custodia deberán tener facilidades para muestreo automático en línea (con flujo) que permitan determinar la calidad y las características principales de los crudos y productos refinados recibidos y/o entregados, de conformidad con lo establecido en el capítulo 8 del Manual de Medición de hidrocarburos (MMH) y en MPMS del API, capítulo 8.2. y 3. Definiciones

•

-

Bache: Cantidad determinada de un producto a entregar a un Cliente

-

Interfase: Punto de unión entre un producto y otro.

-

EOB: Comando de finalizar el Tiquete de Medición entre una Entrega (Bache) y otra.

-

Barrido del toma muestras: Volumen a recircular para garantizar que todo el sistema de toma muestras está cargado con el mismo producto antes de poder empezar a hacer un llenado de un recipiente.

Lógicas a generar

El toma muestras será controlado por el computador de flujo o por el sistema de control de la Estación (PLC o DCS) con la información proveniente del Computador de Flujo (CF) y de la consola de Operación del Operador (HMI), garantizando que el control del tomamuestras sea controlado por algún dispositivo que reciba la información del volumen total del producto que circula por el sistema de medición, en caso de tener 2 o más CF, ese dispositivo, debe sumar los volúmenes para que controle el Tomamuestras. Del computador de Flujo vía comunicaciones, recibe la siguiente información: -

Tipo de Producto

-

Rata de Flujo Bruta

-

Volumen Bruto Gravedad Especifica @ 60 ºF.


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Para entrega de crudos donde haya transferencia de custodia (incluyendo las refinerías) debe usarse toma muestras automático proporcional a la rata de flujo manejada por el sistema o proporcional al tiempo si la rata de flujo es estable y no varía más del 10%. En todo caso, es recomendable contar con un punto de toma de muestras manual, que cumpla con el MPMS del API Cap 8.1, punto 8.4, para tener una alternativa bajo norma en caso de daño o de mantenimiento de la toma muestras automático. Para sistemas que manejan múltiples productos, deberá existir al menos un recipiente por cada producto manejado. Los recipientes o botellas almacenadoras de muestras para el manejo de GLP, refinados y crudos, deben ser del tipo presurizado, con válvula de alivio y acoples rápidos entre el terminal del tubing y el recipiente, lo anterior con el fin de garantizar la integridad de la muestra. Los recipientes que almacenan las muestras tomadas por el toma muestras, deberán estar protegidos de la intemperie por un gabinete. El tubing entre el toma muestras y los recipientes recolectores de muestras debe mantener una pendiente continua, que no permita la acumulación de muestras y su posible solidificación. Se debe disponer de una bomba de recirculación o mezcla del crudo que permita la conexión con entre la parte inferior o succión del recipiente recolector de muestras o botella y la parte superior o descarga del mismo, la cual puede estar cerca al toma muestras o en el laboratorio químico para el análisis de muestra, con el fin de homogeneizarla. Los recipientes colectores de muestra deben contar con acoples rápidos para conectar las mangueras al recipiente para iniciar el proceso de homogenización, Ver Figura No 15, denominada esquema de instalación de un tomamuestras automático. El control del toma muestras debe ser realizado por el computador de flujo o el sistema de control, dependiendo de la arquitectura de cada sistema.

Figura 15. Esquema de instalación de un toma muestras automático


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7.4.1. Instalación y ubicación de la sonda El área de muestreo recomendada es aproximadamente la mitad central del diámetro del oleoducto como se muestra en la Figura 16.

Figura 16. Región recomendada para el muestreo La abertura de la sonda debe enfrentar la corriente arriba y el cuerpo externo del mismo debe marcarse con la dirección del flujo para verificar que la sonda quede instalada correctamente. La sonda debe localizarse en una zona donde haya suficiente mezcla, que resulte en un acondicionamiento adecuado de la corriente del fluido. Generalmente esta zona está entre tres (3) y diez (10) diámetros aguas abajo de los elementos de la tubería, 0,5 a cuatro (4) diámetros de los mezcladores estáticos y de tres (3) a diez (10) diámetros de los mezcladores energizados. Cuando se emplean mezcladores estáticos o energizados, se debe consultar al fabricante del dispositivo para una localización óptima de la sonda. Se debe minimizar el volumen almacenado entre la sonda y en el extractor. La línea de salida del extractor al recibidor de muestra debe inclinarse en forma descendente y continua desde el extractor hasta el recibidor sin contar espacio muerto. La instalación preferida de la combinación sonda - extractor es el plano horizontal. Si se usa un lazo de tubería vertical para acondicionamiento de la corriente, se debe localizar la sonda en la sección de flujo descendente del lazo para obtener el beneficio del acondicionamiento de la corriente, proporcionado por los tres codos de 90 grados. Localice la sonda a mínimo tres diámetros de tubería corriente abajo del codo superior de 90 grados y no más cerca que medio diámetro de tubería aguas arriba del codo final de salida (Figura No 17).


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Figura 17. Instalación vertical de la sonda de muestreo No se recomienda localizar una sonda de muestreo aguas abajo de un solo codo de 90 grados por el inadecuado condicionamiento de la corriente. 7.4.2. Diseño de la sonda El diseño mecánico de la sonda debe ser compatible con las condiciones de operación del terminal y el fluido que se mide. Hay tres diseños básicos que se muestran en la figura No 18. La entrada de la sonda debe estar en la mitad del centro del diámetro de la tubería.

Figura 18. Diseños de probadores Figura 18. Los diseños de sondas comúnmente usadas se describen a continuación: •

Una sonda de terminación cerrada con un orificio abierto (Figura 38A).

•

Un codo de diámetro pequeño o curva de tubería de frente a la corriente. La terminación de la sonda en un corte poco profundo en el diámetro interno para facilitar una entrada aguda (Figura 38B).

•

Un corte en el tubo de 45 grados, con el ángulo de frente a la corriente (Figura 38C).


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7.4.3. Extractor Un extractor automático de muestras es un dispositivo que extrae una muestra del fluido del centro de la tubería. El extractor no necesita ser una parte integral de la sonda. El extractor de muestras debe recolectar un volumen consistente y repetible dentro de ±5% de margen de error, sobre el rango de las condiciones de operación y ratas de muestreo. 7.4.4. Controlador Un controlador de muestras es un dispositivo que controla la operación del extractor de muestras. El controlador de muestras deberá permitir la selección de la frecuencia de muestreo. 7.4.5. Frecuencia de muestreo Los lineamientos para la frecuencia de muestreo pueden ser dados en términos de grabs por volumen almacenado en una determinada longitud de tubería. Para operaciones marinas y servicio en oleoductos, los mínimos lineamientos pueden ser relacionados con barriles por grab usando la siguiente ecuación: Ecuación (4) Donde D= Diámetro nominal de la tubería en milímetros. d = Diámetro nominal de la tubería en pulgadas. Esta fórmula equivale a un grab por cada 25 metros lineales (80 pies aprox.) de tubería. Para determinar la frecuencia de muestreo automático, de acuerdo al tamaño de bache a transferir, y que la muestra obtenida sea representativa se sigue:

Ecuación (5) Para el caso de transferencia de crudos, el número de grabs de la muestra se determina con el tamaño del grab, que es generalmente de 1.0 c.c. y el tamaño de la muestra a recolectar es de 4.0 galones en recipientes de 5.0 galones, para sistemas donde se manejan baches de volumen pequeño, se acostumbra a usar tomamuestras de 2 c.c. de volumen del grab y/o botellas o recipientes recolectores de muestras de 3 galones. Ejemplo: Tomar una nuestra de 4 galones de un bache de 70.000 bls que se despachara a una rata de 3.500 bls por hora. Volumen del grabs es de 1 Centímetro cúbico. Calcular la cantidad de grabs requeridos. Ecuación (6) Ecuación (7) Es decir se debe tomar un Grabs cada 4,6 barriles. Si tomamos la muestra proporcional al tiempo de operación, caso de flujo constante, debemos tomar 12,6 Grabs por minuto (para recolectar 15.141 grabs en 1.200 minutos de duración del bache). ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Los medidores de flujo para transferencia de custodia deben utilizarse para establecer la frecuencia de toma de muestras o grabs. Cuando se mide el flujo con múltiples medidores, el toma muestras deberá estar gobernado por la señal del flujo resultante de la sumatoria de los flujos de cada medidor. Cuando la transferencia de custodia se hace por medición de tanque y se desea tener muestreo dinámico, se debe proporcionar una señal de flujo al controlador de muestras. Cuando exista instalado un medidor de flujo no oficial, se puede utilizar su salida como señal de control para la frecuencia del muestreo. Estos medidores deben tener una precisión de ±10% o mejor, sobre el volumen total de la parcela. 7.4.6. Muestreo proporcional al tiempo Un toma muestras automático debería preferiblemente operar proporcional al flujo. Sin embargo, el muestreo proporcional al tiempo es aceptable si la variación de la rata de flujo es menor que ±10% de la rata promedio sobre la toda la parcela. 7.4.7. Recibidores de muestra primarios Un recibidor/contenedor de muestra se requiere para sostener y mantener la composición de la muestra en la forma líquida. Incluye recibidores estacionarios y portátiles, cada uno de los cuales puede tener diseño de volumen variable o fijo. Sin embargo la práctica en ECOPETROL S.A., sugiere que se utilicen recibidores/contenedores portátiles de diferentes volúmenes, dependiendo del tamaño del bache a muestrear (3 y 5 galones de capacidad). Los materiales de construcción deben ser compatibles con el petróleo o producto de petróleo medido. 7.4.8. Recibidores estacionarios Características generales de diseño (estas no pueden ser aplicadas a algunos de tipos de recibidores, por ejemplo recibidores de volumen variable): •

Los recibidores deben tener en cuenta la preparación de mezclas homogéneas de la muestra.

•

La base del recibidor debe estar inclinada continuamente y en descenso hacia el drenaje para facilitar el completo retiro del líquido. No debería haber puntos muertos en el recipiente de almacenamiento.

•

Las superficies internas del recibido deben diseñarse para minimizar la corrosión, incrustaciones y adhesión de líquido.

•

Se deben proporcionar los medios para monitorear el llenado del recibidor.

•

Se debe suministrar una válvula de alivio y ajustarla en una presión que no exceda la presión de diseño del recibidor.

•

Se deben proporcionar los medios para romper el vacío con el fin de permitirle a la muestra fluir hacia el recibidor.

•

Se debe proporcionar un medidor de presión.

•

Los recibidores deben protegerse contra cualquier condición ambiental adversa.

•

Los recibidores pueden necesitar tratamiento de calor o estar aislados cuando se verte desde un punto alto o se mide petróleo o productos de petróleo de alta viscosidad. Se debe tener precaución para asegurar que el calor suministrado no afecte la muestra.


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•

Se debe considerar el uso de recibidores de muestras múltiples para dar flexibilidad al muestreo de parcelas y desplazamientos de línea secuénciales. Se debe tener precaución en el diseño de la tubería para prevenir contaminación entre las muestras de diferentes parcelas. Ver Figura No. 39.

•

Los recibidores deben tener una cubierta de inspección o cierre de suficiente tamaño para facilitar su revisión y limpieza.

•

Se debe suministrar las instalaciones para sellamiento de seguridad.

•

El sistema debe ser capaz de drenar completamente el recibidor, bomba de mezcla y tubería asociada.

•

El sistema de circulación no contendrá ninguna derivación muerta.

Figura 19. Instalación toma muestras múltiples

7.4.9. Recibidores portátiles Además de las consideraciones resumidas en el numeral anterior, los recibidores portátiles pueden incluir las siguientes características: •

Peso ligero


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•

Conexiones de rápida liberación para facilitar la conexión y desconexión del probador/extractor y del mezclador de laboratorio.

•

Manijas transportadoras.

Figura 20. Toma muestra portátil •

Tamaño del recibidor

El recibidor debe diseñarse para cumplir su objetivo y condiciones de operaciones. El tamaño del recibidor está determinado por el volumen total de la muestra requerida; el número de muestras requeridas, el volumen de cada muestra y el traslado del recibidor, si éste es portátil (ver figura No 20). El tamaño típico de los recibidores para transferencia de custodia marina es de veinte (20) litros o cinco (5) galones, si la operación lo amerita, debido a baches cortos, se utilizarán recibidores de 3 galones. •

Manejo y mezcla de muestras

La transferencia de muestras de un recibidor a otro contenedor o un matraz analítico en el cual va a ser analizado, requiere de cuidado especial para mantener su naturaleza representativa. La muestra en el recibidor debe estar apropiadamente mezclada para asegurar una muestra homogénea antes de cualquier transferencia. 7.4.10. Muestreadores portátiles Una aplicación típica de un sistema de muestro portátil es el que se instala en la cubierta de los buque tanques. También hay aplicaciones ocasionales en tierra. El mismo criterio para muestreo representativo se aplica para sistemas portátiles y estacionarios. Se deben tener precauciones en buque tanques debido a la dificultad al verificar el acondicionamiento de la corriente durante las operaciones. Un ejemplo de aplicación marina se muestra en la Figura 21. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Figura 21. Instalación marina portátil •

Características de diseño Las características especiales y requerimientos de instalación para toma muestras portátiles son las siguientes: -

Se inserta un montaje para carrete, instalado con un extractor/probador de muestra y un sensor de flujo, entre la cámara de depósito del buque tanque y cada brazo de carga/descarga o manguera.

-

Se requiere un controlador para cada extractor. El controlador debe poder registrar el número total de muestras y el volumen total.

-

Normalmente el arreglo de tubería en el tanque del buque distorsiona el perfil de flujo. El sensor de flujo, cuando se opera bajo las condiciones de flujo del tanque del buque, debe cumplir el criterio de precisión del numeral 8.2.14.2. de la norma API MPMS Capítulo 8.2.

-

El acondicionamiento de la corriente se lleva a cabo con la velocidad del fluido y los elementos de tubería aguas arriba de la sonda extractora. El número de mangueras, brazos y líneas en servicio pueden en cualquier momento limitarse para mantener una velocidad suficientemente alta.

-

El controlador puede ubicarse en la cubierta del buque, la cual es una zona clasificada como peligrosa. Si el controlador es electrónico, debe cumplir con los requerimientos del área peligrosa.

-

El suministro de aire debe satisfacer los requerimientos del equipo.

-

Para fluidos de alta o baja viscosidad, particularmente en climas fríos, la línea del extractor al recibidor puede requerir una manguera o tubería de alta presión, que esté aislada térmicamente. El recibidor debe ubicarse tan cerca del extractor como sea posible para minimizar la longitud de la manguera. La manguera o tubería debe tener un diámetro interno de 9,5 milímetros (3/8 pulgadas) o más, e inclinarse continuamente hacia abajo desde el extractor hasta el recibidor. La línea del extractor al recibidor puede requerir tratamiento de calor.


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-

El llenado de los recibidores debe monitorearse para asegurar que cada toma muestras esté operado apropiadamente. La frecuente inspección visual del proceso, chequeo a indicadores de nivel y evaluación final de desempeño, han demostrado ser métodos de monitoreo aceptables.

-

La toma muestra portátil se usa intermitentemente; por eso la sonda de muestras, el extractor y el sensor de flujo deben limpiarse después de cada uso para prevenir taponamiento.

7.5. MONITOR DE SEDIMENTO Y AGUA Existen varios principios físicos para detectar o medir agua en crudo, sin embargo ninguno de ellos entrega una información con la precisión adecuada para compensar en tiempo real el volumen en el computador de flujo. Los monitores son usados para entregar una información operacional de proceso para alertar al operador cuando los porcentajes de agua superan los acordados contractualmente con el productor. Estos monitores/medidores deben únicamente ser instalados en una localización tal que en dicho punto exista suficiente mezcla del agua y crudo, la cual dependerá de la velocidad del fluido y del tipo de mezclador utilizado para homogeneizarla, de conformidad con lo establecido en el MPMS 8.2 del API, tabla 1, presentada en la sección 7.2.9.18 de éste documento, denominada MEZCLADORES. 7.6. MEZCLADORES Los mezcladores se utilizan en gran variedad de procesos incluyendo la dosificación, dispersión, intercambio de calor por flujo laminar y formación de emulsiones. Por otro lado ofrecen grandes beneficios en la combinación de líquidos de diferentes características. Son utilizados para acondicionar el flujo aguas arriba del punto de localización de la sonda del tomamuestras y deben cumplir con las distancias consignadas en la sección de “INSTALACIÓN Y UBICACIÓN DE LA SONDA” de éste documento. Los diferentes tipos de mezcladores y las velocidades mínimas requeridas para que exista homogenización en el producto objeto de muestreo, se relacionan en la Tabla 11:


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Tabla 11. Velocidades versus elementos de mezcla

La acción del mezclado en un mezclador estático se consigue mediante la división continúa, extensión y transporte de componentes, por ellos utilizan una serie de elementos estáticos ordenados para el procesamiento de los componentes. Las diferencias en concentración, temperatura y velocidad de los fluidos a mezclar se igualan mediante el flujo cruzado (ver Figura 22).

Figura 22. Mezclador estático Los mezcladores estáticos son fabricados con cavidades internas de forma apropiada, para causar un efecto de mezcla o dispersión deseado, mediante el giro del fluido alrededor de elementos de mezcla inmóviles de adecuado diseño y localización. El movimiento del fluido es proporcionado por el bombeo y la energía consumida se cuantifica como pérdida en el proceso. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Aunque los mezcladores estáticos se utilizan para mezclas laminares turbulentas, dispersión y contacto, acondicionamiento y para intercambio de calor, para el propósito de éste estándar, es de particular interés el acondicionamiento del producto para obtener una homogenización que garantice la obtención de una muestra representativa del fluido a muestrear. 7.7. VÁLVULAS 7.7.1. Válvulas con actuador eléctrico (MOV) Este tipo de válvulas serán usadas en la salida de cada uno de los brazos de medición, en la entrada, by-pass y salida de los probadores, deben ser válvulas de doble bloqueo y purga, dispositivo de alivio térmico en el cuerpo y de actuación de un cuarto de vuelta. El propósito de la utilización de este tipo de válvulas es la automatización del proceso de calibración de los medidores de flujo, comandados en su secuencia por el sistema de control. El actuador deberá trabajar con una alimentación trifásica de corriente alterna, motor y ensamble a prueba de explosión. El control remoto de los actuadores deberá ser a través de una estación maestra o sistema de control, utilizando protocolo digital. La comunicación se realizará con puertos redundantes en configuración de anillo o bus. En donde no se cuente con estos equipos, se podrán controlar las MOVs con el sistema a 7 hilos. 7.7.2. Válvulas de control de flujo Son utilizadas para evitar sobre velocidades en los medidores y limitar la máxima rata de flujo por el medidor, en general las válvulas de control deberán abrir y cerrar lentamente para prevenir pulsos de presión o de flujo. La válvula de control de flujo pueden ser de tipo mariposa, mariposa “high performance” o globo que cumplan la norma API 609, con la finalidad de controlar flujo durante la operación normal o durante la calibración de los medidores de prueba y deberá instalarse únicamente a la salida del probador para sistemas de medición de un medidor en línea y el otro en stand by, para banco de medidores, cada brazo de medición deberá contar con válvula de control para controlar el flujo o la presión, dependiendo de cual variable es la más crítica; a la salida del probador deberá contar con una válvula de “back pressure”, dado que cuando se alinea el probador para las calibraciones, la válvula de control del brazo no puede ejercer su función. En cualquier configuración de tuberías, la válvula será controlada con la señal de flujo emitida por el medidor del brazo que esté en línea o bajo prueba. La configuración de estas válvulas se lleva a cabo en el computador de flujo, dado que cada brazo de medición dentro de él cuenta con un control PID. 7.7.3. Válvulas de control de contrapresión (back pressure) Estas válvulas serán indispensables cuando se utilicen medidores de flujo tipo turbina y medidores tipo Coriolis, como una buena práctica operativa, se podrán instalaran aguas abajo de los medidores de todo tipo para obtener una mejor repetibilidad durante el proceso de calibración, y su selección debe permitir cumplir con las siguientes recomendaciones: •

Mantener el mínimo de “back pressure” requerido aguas abajo del medidor para evitar que el efecto de cavitación lo afecte.

•

La presión mínima de contra presión requerida para medidores de turbina y Coriolis será ≥


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Ecuación (8) Donde: = “Back Pressure”. = Caída de presión a través del medidor de flujo a máximo flujo. Pe = Presión absoluta de vapor de equilibrio a máxima temperatura de operación. La configuración del control de estas válvulas se lleva a cabo en el computador de flujo que controla el sistema de medición. En un sistema de medición en configuración de banco de medidores, las válvulas de control (flujo + back pressure) deben ser instaladas aguas abajo del medidor, antes de la derivación de la válvula que dirige el flujo hacia el probador y una válvula adicional a la salida del probador operando como de control de “back pressure”. Para un sistema de medición en configuración de un medidor en línea y el otro en “stand by”, la válvula deberá ser instalada aguas abajo del arreglo de válvulas que derivan el flujo hacia el probador, siempre y cuando el probador se instale aguas abajo del sistema de medición, de lo contrario la válvula de control de contra presión deberá ser instalada aguas abajo del sistema de medición, dado que éstas sirven también para contra presionar el probador. Estas válvulas deberán contar con válvulas de bloqueo antes y después y con válvula de control de “by pass”, con actuador manual, para usarla en caso de mantenimiento de la de control principal, ver Figura 23.

Figura 23. Montaje típico de una válvula de contrapresión 7.7.4. Válvulas de control de presión Estas válvulas no hacen parte del sistema de medición, sin embargo lo protegen para evitar que se supere su presión de diseño. 7.7.5. Válvulas Cheque Se utilizan para evitar que el flujo se reverse por el sistema de medición. Se instalan aguas abajo de cada medidor, deben ser de asiento y basculante, desmontable y cumplir con los requerimiento del API 6D. Deben ser “Swing Type”. 7.8. FILTROS Su construcción, diseño y pruebas deben cumplir con la norma ASTM SEC VIII D1, y se instalan aguas arriba del medidor. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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De acuerdo a las condiciones operativas y de las características del líquido a manejar, es conveniente contar con dos etapas de filtrado donde aplique, la primera es la del sistema de limpieza para eliminar partes gruesas, utilizando malla de 20 hilos por pulgada, y una etapa de filtrado antes del medidor con malla 40 para crudos y malla 60 para refinados y GLP, éste punto anterior dependerá de los cálculos de los fabricantes, de conformidad con la viscosidad del producto, del delta de presión permisible del elemento filtrante y del nivel de protección que se requiera para los medidores y para las válvulas de control instaladas aguas abajo del medidor. Para líneas de tamaños superiores a 6” de diámetro, su tapa debe ser de apertura rápida, para facilitar el mantenimiento. Todos los filtros deberán contar con una canasta que contenga y dé rigidez a la malla. La caída de presión en el filtro en estado limpio, no deberá ser mayor a 2 PSIG y la indicación de limpieza del filtro debe ser de 6 PSIG máximo. Por lo anterior todos los filtros deben contar con transmisor/indicador de presión diferencial entre la presión y de entrada al filtro y la presión de salida del mismo, en casos de procesos críticos por exceso de suciedad, se recomienda instalar manómetros en la tubería de entrada y en la de salida del filtro, para efectos de mantenimiento. 7.9. ELIMINADORES DE AIRE O VAPOR En donde las condiciones operativas particulares lo requieran, se debe incluir sistemas de eliminación de aire o vapor. Los eliminadores de aire no pueden ventilar cuando se operan por debajo de la presión atmosférica. Una válvula de chequeo herméticamente cerrada en la línea de venteo previene que el aire entre en el sistema bajo estas condiciones. Normalmente no se requiere eliminadores de aire en aquellas instalaciones de tubería donde el flujo no se origina de tanques cercanos, sin embargo cuando se reparan oleoductos o poliductos, se introduce aire que es necesario eliminar o evacuar antes de pasar por los medidores. Los líquidos de alta presión de vapor, como el GLP, se manejan bajo condiciones de presión que intentan mantener el producto en fase líquida. Puede optarse, en estos casos por la instalación de un separador de vapor o tanque de condensación, si no puede corregirse el problema por otros medios. Para seleccionar el tamaño y tipo de separador se tienen en cuenta los siguientes detalles: •

Cantidad de aire.

•

Tipo de líquido que se va a manejar. (Viscosidad, características de espumación).

•

Tamaño y longitud de la tubería.

•

Tipo y ubicación de las bombas y rata de flujo.

Lo anterior de acuerdo al numeral 5.4.10.2 del capítulo 5 del MPMS del API. 7.10. REQUERIMIENTOS DE CONTROL Y ADMINISTRACIÓN El componente computarizado del sistema de medición estará conformado por los Computadores de Flujo, Sistema de adquisición de datos (SAD), Sistema Supervisorio (HMI), Sistema de control (DCS o PLC) e impresoras. Todos estos equipos deben estar alimentados desde un Sistema Ininterrumpido de Potencia (UPS) con un mínimo de 4 horas de autonomía.


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7.11. COMPUTADORES DE FLUJO El computador de flujo debe cumplir con las exigencias del API MPMS Capítulos 21.2. Estos equipos deberán ser capaces de desarrollar mediciones en aplicaciones de petróleo crudo, refinados, GLP, contando con los algoritmos de cálculos establecidos por normativas internacionales aplicadas al campo de la medición. Para la calibración de medidores de flujo con baja resolución de pulsos se debe utilizar el método de interpolación de pulsos descrito en el API MPMS 4.6 “Proving Systems – Pulse Interpolation” Debe procesar en tiempo real las variables de proceso, generar comandos de control (como inicios de calibración, corte de batche, manejar válvulas de control del brazo de medición, válvula de 4 vías, tomamuestras automáticos, dosificadores, etc.), aceptar entradas/salidas digitales, análogas (Ej. temperatura, presión, densidad, y de alta velocidad (detectores del probador, pulsos del medidor de flujo). , , calculará y aplicará los factores del medidor, calculará volumen indicado, bruto, estándar y neto (para el caso del cálculo de neto estándar se debe contar con la posibilidad de hacer reliquidación en el caso de crudos que incluyan una corrección por BSW, una vez obtenidos los resultados de agua y sedimento del crudo mediante análisis de laboratorio. Estos datos podrán introducirse en el sistema en forma manual o por un sistema de transmisión de datos. Incluye la posibilidad de alimentar la densidad base (a 60 ºF) obtenida en laboratorio. Deberá imprimir el tiquete del medidor y el reporte del probador, proporcionará funciones de alarma, informes históricos y acceso a los datos de archivo y seguimiento de batches, guardando en su memoria hasta 8 tiquetes como mínimo, teniendo opción de su recuperación;. El computador será capaz de realizar todas sus funciones en línea. De igual forma el computador deberá contar con niveles de protección para acceder a los parámetros de configuración. Una muestra de las entradas secundarias, se deberá efectuar mínimo una vez cada 5 segundos. Ver anexo L donde se presenta como ejemplo un documento con las especificaciones técnicas para adquirir un computador de flujo. 7.11.1. Especificaciones de hardware (C.F.) •

El computador de flujo será montado en un panel de control dedicado.

•

El sistema de medición podrá contar (dependiendo del resultado del análisis de costo/beneficio) con uno o varios computadores de flujo de soporte o Hot Stand By, dependiendo del número existente de medidores de flujo y del tipo de operación (Permanente o intermitente).

•

Deberá tener registros auditables, rutinas de auto diagnóstico implementadas, que sean accesibles a través del teclado o mediante un programa de PC.

•

Deberá contar como mínimo con: -

Un puerto de comunicación Ethernet orientado a conectividad TCP/IP. Mínimo cuatro (4) puertos de comunicación tipo serial, RS-232/RS-485. Soportar protocolo de comunicación MODBUS. Puerto de conexión directa a una impresora serial. Puerto para configuración mediante un PC.

•

Salidas analógicas. Señal de 4 a 20 mA. La cantidad mínima dependerá de las necesidades del sistema.

•

Entradas analógicas. Señales de 4-20 mA. La cantidad mínima dependerá de las necesidades del sistema.


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•

Entradas discretas. Mínimo una de estas será de “alta velocidad” para permitir la conexión de detectores del probador. La cantidad dependerá de las necesidades del sistema.

•

Salidas discretas. La cantidad dependerá de las necesidades del sistema. Estas serán configurables para ancho del pulso fijo o variable.

•

Entrada de señales de medidores de flujo. Deberá estar en capacidad de atender las señales de los medidores de flujo y del medidor maestro, donde aplique. Debe permitir manejar como mínimo 4 medidores configurables como una única estación de medición o como estaciones independiente en grupos (2+2, 3+1, etc.).

•

Entradas de Medidores de Densidad. Entradas de frecuencia y/o 4-20 mA, para soportar señales de densitómetros. La cantidad mínima dependerá de las necesidades del sistema.

•

Entradas de RTD tipo Pt-100, para la medición de temperatura del densitómetro, que cumpla con lo indicado en el capítulo 7, numeral 5.4.3 (API MPMS) y la norma IEC-751.

•

De manera general todos los tipos de entradas y salidas, deberán contar con aislamiento óptico.

•

Voltaje de alimentación: 110-120VAC o 24 VDC. Deberá incluir protección contra Sobre voltaje/Sobretensión.

7.11.2. Especificaciones de software (C.F.) •

Deberá permitir su configuración a través de su propio teclado o vía comunicaciones. En el caso de configuración remota por comunicaciones la interfaz debe ser del tipo GUI (Graphical User Interface).

•

El computador debe ser configurable a las necesidades del usuario (en línea o fuera de línea).

•

Deberá contar con la última versión de los algoritmos del API/GPA de conformidad con lo establecido en el capítulo 11 del MPMS del API, contenidas en las memorias.

•

Aceptar la configuración de probadores bidireccionales convencionales y de doble cronometría, compactos y medidores maestros.

•

Imprimir los reportes de medición como tiquete de batche, calibración, configuración, diarios, instantáneos y auditorias. Debe ajustarse a lo indicado en el API MPMS 21.2., en varias marcas los reportes de auditoría no permiten configuración, en el capítulo anunciado anteriormente y en el 21 del MMH de Ecopetrol son referenciados como dispositivos terciarios.

•

El número consecutivos del tiquete de bache y de calibración de medidores debe ser configurable con 9 dígitos, los 6 dígitos menos significativos conforman el número consecutivo y los 3 más significativos, conforman el prefijo que identifica el sistema.

•

Deberá permitir configurar las tablas de comunicación MODBUS con las variables requeridas para transmitir a otros sistemas.

•

El C.F. debe cumplir como mínimo los requerimientos y condiciones del “Nivel A” del “sistema de fidelidad y seguridad de transmisión de pulsos”, enumerados en el MPMS del API, capitulo 5.5.4.5.

•

El software estándar de los computadores de flujo deberá incorporar funciones que permitan mejorar y optimizar el desempeño de los medidores de flujo mediante curvas de linealización (con por lo menos 5 puntos de prueba) utilizando el factor del medidor MF o el K Factor


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•

Las tablas permitirán manejar por lo menos ocho (8) diferentes productos por cada medidor.

•

El Computador de flujo presentará tres (3) niveles de seguridad mediante el uso de claves para administración, mantenimiento y operación, que prevengan las modificaciones no autorizadas, ya sea por teclado o puerto de comunicación. El computador deberá permitir el registro histórico de accesos y acciones realizadas en su configuración. De la misma forma deberá ser posible el registro histórico de alarmas.

•

Debe estar en capacidad de re liquidar un tiquete de batch. En el caso de manejo de crudos, y dependiendo del contrato, debe tener la capacidad de re liquidar por correcciones de densidad o BSW.

•

Capacidad de permitir la aplicación de retroactividad del Meter Factor sobre un batch en curso.

•

Capacidad de manejar tres tipos de archivos por estación de medición: Archivos de tiquetes de batch, diario y de calibración. Cada uno de ellos con una capacidad de mínimo los últimos 8 (ocho) tiquetes de su clase.

•

Se debe garantizar el manejo de diferentes unidades de ingeniería, la unidad de medida seleccionada para los cálculos debe ser la misma para las comunicaciones y con el mismo nivel de resolución.

•

Debe contar con la facilidad de acceso remoto WEB SERVER y acceso restringido.

7.11.3. Transmisión de datos •

Interferencia del cableado de corriente AC:

Todo el cableado de corriente AC debe instalarse al menos a un (1) metro de distancia del cableado de señal. La mayoría de sistemas no requieren protección electromagnética si la corriente es menor de 10 amperios. •

Interferencia de frecuencia de radio

Se debe evitar la interferencia de radiofrecuencias (RF) aislando los cables y asignando rutas para minimizarla. Se pueden requerir filtros en las entradas del equipo. 7.11.4. Cableado de señal Típicamente, las señales se trasmiten en pares conductores protegidos y entorchados dentro de un cable multipar aislado e instalado en conductos, bandejas porta cable o acorazado enterrado. La línea de impedancia debe diseñarse para que opere dentro de la máxima impedancia especificada por el fabricante del equipo. Las señales se pueden transmitir por otros medios (por ejemplo, fibra óptica o cables coaxiales) según lo recomiende el fabricante del equipo. En ésta sección se sugiere incluir lo relacionado con Áreas clasificadas para instalación de sistemas de medición y prueba, normas que regulan la instalación y conexión de potencia y de señales entre los equipos e instrumentos de campo y los tableros de conexión en los cuartos de control, conducción de señales de pulsos A y B de medidores por ductos separados hasta el computador de flujo. 7.11.5. Conexión a tierra Es importante instalar una adecuada conexión a tierra para proteger el equipo de daños producidos por perturbaciones o picos, que resultan en pérdidas de datos de medición. Los requerimientos de conexión a tierra varían según el tipo y fabricación del equipo, por eso, se debe seguir rigurosamente las recomendaciones del fabricante. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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En instalaciones aéreas, el soporte debe estar conectado a tierra. En instalaciones con cables enterrados, se deben utilizar únicamente los cables destinados para este fin. En sistemas de conductos, se debe asegurar la continuidad de la conexión a tierra con las uniones apropiadas o con conexiones alrededor de cada unión. 7.11.6. Protección de cableado La protección del cableado puede ser de cobre, aluminio o acero, de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. La protección global debe estar unida, junto con todas las cajas de conexiones, únicamente, a una línea de corriente neutra conectada directamente a tierra o por medio de una barra que también lo esté. 7.11.7. Protección contra perturbaciones y rayos Deben instalarse protectores a los puertos de comunicación. Se debe suministrar la protección contra perturbaciones para preservar el transmisor de nivel y temperaturas; y para asegurar la transmisión de los datos medidos. Se debe tener una precaución especial en áreas donde hay una alta incidencia de rayos y, en particular, cuando los sistemas de medición se ubican lejos del equipo de lectura central. El sistema protector de rayos debe absorber el incremento de energía en la señal o líneas de energía. Los picos pueden dañar el equipo y no deberían pasar a través del sistema, se debe asegurar una buena protección contra éstos y asegurar que no exista una interferencia con la operación normal del equipo; su selección e instalación debe basarse en las recomendaciones del fabricante del equipo. 7.11.8. Instalación de protectores de picos Los protectores deben instalarse en ambas terminaciones de las líneas de transmisión de señal para proteger la fuente de la señal y su unidad de recepción contra las propagaciones de picos y rayos en ambas direcciones del punto de inducción. Asimismo, se puede proporcionar la protección contra rayos con la técnica de separación galvánica. Protectores de picos de rayos con conexión a tierra. Se deben conectar los cables a una conexión a tierra para protegerlos contra perturbaciones y picos. Si no se dispone de una conexión a tierra confiable, se debe suministrar una barra conductora a tierra (cinco ohmios es una resistencia de tierra aceptable). 7.11.9. Niveles de seguridad de sistemas de transmisión de datos de pulsos de medidores de flujo Hace referencia a los niveles de fidelidad y seguridad de sistemas de transmisión de datos de pulsos de medidores de flujo, ver MPMS 5.5 del API. Existen cinco niveles generales para la protección de la seguridad, Nivel A, B, C, D y E; de éstos el Nivel A es el de más alto grado de seguridad y el E el de menor. Un sistema de medición puede tener los mismos o diferentes niveles de protección, los cuales pueden ser operados por separado o en conjunto. -

Nivel A

El Nivel A consiste en la verificación continua y la corrección limitada por métodos de comparación. Para mayores detalles ver Figura 24.


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Figura 24. Arreglo típico para un sistema de seguridad de pulsos nivel “A” Este nivel de seguridad está orientado a dar protección contra perturbaciones transitorias y otras influencias comunes, además de errores funcionales y fallas. Este es un sistema dual de transmisión protegido contra fallas dinámicas del monitoreo de pulsos duplicados y prueba estática de integridad eléctrica de los circuitos de transmisión. El sistema debe estar en la capacidad de operar como uno de Nivel E si falla alguno de los canales de transmisión. Una ventaja del Nivel A es su habilidad para detectar algunas faltas mecánicas en el transductor. Los pulsos simultáneos causados por la interferencia simétrica, se rechazan automáticamente y no afectan el sistema.

7.11.10. Sistemas de Control El sistema de control de la planta permitirá realizar la operación de los sistemas de medición. Todo el control de la estación se hace desde un solo Sistema de Control (PLC o DCS), incluyendo el control de los Sistemas de Medición. Sistemas menos complejos tales como sistemas complementarios de control de inyección de inhibidores de corrosión, serán manejados por éste Sistema de control y no por el HMI o el Computador de flujo, en razón a que siendo conexos a la medición de hidrocarburos, no tienen que ver directamente con dicha actividad. El sistema de control deberá tener los siguientes requerimientos: •

Puertos de comunicación con protocolo Modbus RTU o Ethernet para comunicación con cada uno de los computadores de flujo.


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•

Registro de alarmas y eventos del sistema de medición.

•

Llevar a SCADA todos los datos de medición incluyendo las tendencias en tiempo real e histórico de las variables de los sistemas de medición y los requeridos por el documento Filosofía de Operación y Control SCADA.

•

Monitorear todos los valores actuales de la medición como presiones, temperaturas, flujos, volúmenes y densidades.

•

Programación y control de batch.

•

Control de la toma muestras automático, inyección de inhibidor de corrosión, mejorador de flujo.

•

Alineación de medidores y probador para calibración.

7.12. LLENADO Y DESCARGA DE CARROTANQUES Los sistemas de medición para cargue de carrotanques con hidrocarburos líquidos son diseñados para realizar actividades de manera precisa, para una subsecuente entrega a sitios remotos. La configuración del sistema de medición puede ser de un solo medidor, un solo producto, para mezcla de productos o para aditivos. Estos sistemas son utilizados para determinar las pérdidas o ganancias, por lo que su diseño, instalación y operación son de extremada importancia. Estos sistemas son la última oportunidad, dado que después de cargado el carrotanque, es muy difícil corregir errores. Cada medidor debe ser probado lo más parecido posible a las condiciones normales de operación. Algunos diseños incluyen líneas de retorno para drenado del probador, brazos de medición y sobrantes, hacia los tanques de de almacenamiento de la planta de llenado. Cuando estas líneas son incorporadas asegúrese de que la cabeza de presión del tanque o la de la bomba no sean inaceptablemente reducidas de tal forma que afecten el flujo normal de entrega. Ver detalles adicionales en el MPMS 6.2 del API. 7.12.1. Plantas de almacenamiento y distribución Las terminales de almacenamiento y distribución, son aquellas donde se almacena y entregan producto al cliente final y es el último punto de la cadena de producción de los productos derivados del petróleo, estas áreas operativas requieren contar con sistemas adecuados de medición de transferencia de custodia. Estás plantas pueden ser marítimas o terrestres, donde se manejan los siguientes productos: crudo, gas licuado, petroquímicos, combustóleo o productos refinados (gasolinas, diesel, fuel jet). El medio de embarque puede ser carro tanques o ferro tanques y los destinos al mercado nacional y/o internacional. Las terminales de ventas son el punto final del proceso del petróleo, puesto que aquí se entrega al consumidor final. En la Figura 25 se presenta un sistema típico de control para un terminal de ventas.


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Figura 25. Sistema de control de los terminales de venta Las prácticas actuales más generalizadas en Ecopetrol S.A. es realizar el llenado de carro tanques es por la parte de arriba, esto conlleva a considerar los siguientes aspectos y recomendaciones: •

•

Los vapores causan problemas de salud a los trabajadores, contaminación del medio circundante y riesgos de seguridad a las instalaciones; tanto en el llenado por el fondo como el llenado superior de los carro tanques, debe tener en cuenta la forma de recolección de gases para evitar mezclas explosivas en el área operativa y considerar los elementos de seguridad adecuados para disponer estos gases, las alternativas viables son: -

Instalación de sistemas de licuefacción de vapores. Lo ideal sería instalar éste tipo de sistemas para eliminar las emisiones a la atmósfera, disminuir el potencial de incendio de dichos vapore y volver económicamente viable el proyecto con los recursos recuperados, relacionados con los líquidos recolectados del sistema.

-

Oxidación (combustión) de los vapores en un área lejana a la parte operativa.

-

Venteo a la atmósfera, con sistemas de captura de HC por medio de cortinas de agua.

La distribución de las islas de llenado y descarga debe permitir la evacuación segura y ordenada en caso de emergencia. Dependiendo de la disponibilidad del terreno se diseñarán las islas de cargue o descargue en configuración del tipo peaje, entrada por un lado y salida por el otro (ver Figura No 26).


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Figura 26. Distribución para el llenado En la Figura 27, se presenta un esquema de llenado de carrotanques por encima.

Figura 27. Esquema de un sistema de llenado de carro tanques por encima ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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•

Los sistemas de llenado deben tener como mínimo un sistema de polo a tierra y un sensor de sobre llenado.

•

Se debe garantizar que todos los sistemas de llenado y descarga tengan instalado un transmisor de presión para realizar la compensación correspondiente en cada transacción.

•

Una de las prácticas comunes que se ha generalizado en la industria es llenar los carro tanques desde el fondo, esta decisión se está tomando en la mayoría de los países por cuestiones de seguridad industrial y disminución de riesgos de salud para los trabajadores. Para Ecopetrol S.A., este cambio implicaría una gran inversión en las adecuaciones a las islas de despacho existentes y cambios de los equipos de los transportadores, por lo que entrará en vigencia para nuevas plantas a ser construidas a partir del segundo semestre de 2011, al igual para los carro tanques que reciban de ellas, el producto.

En la Figura 28, se presenta un esquema de llenado de carro tanques desde fondo.

Figura 28. Sistema de llenado desde el fondo Figura No 28. Un aspecto a tener en cuenta es el efecto sifón en la descarga de los carro tanques, por lo que se recomienda que los tanques tengan válvulas cortinas de 6” ∅ como diámetro mínimo entre compartimientos y que la tubería de descarga sea de 4”∅ de diámetro. Esta condición también se requiere para el cargue con el objeto que sea uniforme. •

Se debe exigir que los tanques estén aforados y certificados por una entidad reconocida.

•

Se recomienda que las cargas de todos los productos se realicen a volumen bruto y los balances a 60 oF.

•

En el caso de venta de hidrocarburos livianos tipo disolventes, se debe limitar la rata de flujo para evitar vaporización instantánea, se consigue limitando el máximo flujo de la operación en el computador de flujo, a un flujo donde se reduzca notablemente la vaporización, teniendo en cuenta no alterar el buen funcionamiento de la bomba por aumento de la presión de descarga (protecciones eléctricas, válvulas de alivio, recirculación a tanque, etc.).


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7.12.2. Condiciones de diseño 7.12.2.1. Recomendaciones para llenado por debajo Consiste en realizar el llenado del carrotanque por la parte inferior, a fin de disminuir la generación de vapores por el efecto de la contrapresión que ejerce el nivel del mismo líquido, donde se cuenta con los siguientes elementos: •

Válvulas de presión y vacío en la escotilla del tanque del carro tanque.

•

Válvulas de llenado que corta el switch de encendido y bloquea las llantas del vehículo (Práctica en llevaderos de otros países, ej. México). Es por seguridad.

•

Sensor de conexión a tierra para descargar estáticamente el carro tanque.

•

Las válvulas de control set-stop deben regular el flujo de acuerdo con la capacidad del medidor y la capacidad de bombeo. Para asfalto o productos de alta viscosidad se utilizan válvulas de mariposa con actuador neumático con solenoides N.O. y N.C. que funcionan de modo similar a las válvulas de productos con baja viscosidad.

•

Debe considerarse la instalación de sistemas automáticos de recirculación de producto en las bombas de llenaderos y válvulas de relevo por alivio térmico.

•

Las válvulas de bloqueo para probador se recomiendan que estén antes de la válvula set stop, asegurando que la válvula de by pass sea doble bloqueo y purga.

7.12.2.2. Recomendaciones para la descarga •

Se debe tener desaireadores, bombas de capacidad suficiente para que escurra todo el combustible, debe ser de engranajes o tornillo, la válvula de set stop operada por desaireador para evitar errores en la medición y/o daños al medidor.

•

Debe considerarse la instalación de un switch de flujo en la succión de la bomba para paro de la bomba de descarga cuando ya no haya flujo.

•

Instalar un detector de agua y sedimento (BSW) en los sistemas de descarga tanto para crudos como para productos limpios.

7.12.2.3. Sistema de medición •

Combustibles blancos -

Para sistemas de llenado cualquier medidor (desplazamiento positivo, turbina o Coriolis) puede responder adecuadamente.

-

Para efectos de mantener una buena medición en estas áreas operativas, se deben calibrar los medidores con un probador compacto (SMP), dado el poco tiempo disponible para calibrar durante la entrega o recibo de un carro tanque. Aunque en los computadores de flujo modernos se pueden manejar varios factores del medidor para linealizar su aplicación a diferentes ratas de flujo, lo que en la práctica se hace es obtener una carta de control del medidor para cada producto que maneja, a la rata normal de entrega, eliminado la opción de calibrarlo para los flujos bajos que se presentan durante el inicio y final controlado de un cargue o descargue, asegurándose que dicho flujo se mantenga el mayor tiempo posible, disminuyendo los tiempos de la rampas de inicio y parada del sistema.


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•


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-

Dependiendo del conocimiento de la respuesta de los medidores, del producto a medir y de la frecuencia de uso de la instalación, deberá seleccionarse el período de verificación y calibración de los medidores.

-

Para instalaciones nuevas se recomienda hacer verificaciones con una frecuencia mayor para observar la tendencia de las respuestas del equipo y dependiendo de si cambia o no, las verificaciones podrán irse espaciando en el tiempo.

Productos viscosos -

Para la medición de productos viscosos se recomienda tener medidores que puedan ser calibrados en sitio bajo las condiciones de operación. No se recomienda la utilización de turbinas.

-

Para efectos de mantener una buena medición en estas áreas operativas, se deben calibrar los medidores contra una báscula. La báscula debe tener una exactitud de +/- 0.03%. Debe tener la capacidad mínima de poder pesar la tara del carro tanque más el peso del producto en transacción (sin sobrepasar la carga máxima de diseño de los puentes de las carreteras Colombianas que es de 52 toneladas). El sistema de medición debe contar con un densitómetro en línea con la precisión establecida en la sección 7.2.2. de éste documento, con el fin de calcular la masa del volumen entregado o recibido, para obtener un factor del medidor, contra la lectura en masa de la báscula.

-

Todos estos factores deberán tener su incertidumbre asociada para efectos de llevar un control estadístico de los factores.

-

Dependiendo del conocimiento de la respuesta de los medidores, del producto a medir y de la frecuencia de uso de la instalación, deberá seleccionarse el período de verificación y calibración de los medidores.

-

Para instalaciones nuevas se recomienda hacer verificaciones con una frecuencia mayor para observar la tendencia de las respuestas del equipo y dependiendo de si cambia o no, las verificaciones podrán irse espaciando.

7.13. INCERTIDUMBRE Como introducción es importante saber que todos los sistemas de medición tienen un error (Error es la diferencia entre el valor medido y el valor convencionalmente verdadero, del objeto que se está midiendo) y la incertidumbre es la cuantificación de la duda que existe respecto al resultado de una medición y se necesitan dos números para cuantificarla. Teniendo en cuenta lo anterior se evidencia la importancia de la estimación de este parámetro para su control y disminución. Si decimos a manera de ejemplo que el volumen contenido de un tanque es de 9.000 barriles con una incertidumbre de 0,056% (+/- 5 barriles) con nivel de confianza de 95%, significa que: Al realizar 100 medidas del mismo volumen, con el mismo equipo y con las mismas condiciones, 95 medias caerán en el rango entre 8.995 y 9.005 barriles. Todo resultado de medición debe ser acompañado de una estimación de su incertidumbre, que es una combinación de lo siguiente: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Patrones de calibración. La incertidumbre de los instrumentos. Modelos matemáticos. La Repetibilidad La reproducibilidad Características de medidores e instrumentos. Condiciones de operación.


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8.


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Magnitudes de influencia.

La incertidumbre en un sistema de medición dinámica, depende de las variables que se presentan en la figura No 29. Para mayor facilidad de entendimiento de éste tema ver el capítulo 25 del MMH de Ecopetrol S.A. y para el cálculo de la misma ver el “Manual de Usuario de Sistemas de Medición y Cálculo de Incertidumbre”, elaborado por la empresa PENSEMOS Compañía Ltda y la herramienta corporativa de Ecopetrol S.A. que se encuentra en la base de datos RISTNET, en el módulo “Sistema de Información Volumétrica”, denominado “Sistema de Medición y Cálculo de Incertidumbre”. El tema está soportado en la Guía Técnica Colombiana GTC – 51 “Guía para la expresión de incertidumbres en mediciones” que homologa la GUM “Guide Uncertaintly measurement”. INCERTIDUMBRE DINÁMICA ρ

Tm Κ0 Κ1

Pm

VIm

CPLm

CTLm

Κ2

GSVm

FM CPLp

Pp

Figura 29. Presentación gráfica de las variables que intervienen el cálculo de la incertidumbre de un sistema de medición dinámica 7.14. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA MARINA Y FLUVIAL Este Capítulo pretende constituirse en una guía de “primera mano” tanto para ingenieros en trabajo de ingeniería y diseño, como para operadores de los sistemas de medición dinámica de transferencia de custodia marina y fluvial, en especial aquellos que por actividad en terminales de operaciones internacionales, deben atender requerimientos de información de inspectores y agentes de carga de las empresas extranjeras intervinientes, ya sea en ejecución de inspecciones de transferencias de custodia marinas programadas, o en trabajos eventuales de investigación de pérdidas. Tanto la selección de temas como la profundidad de tratamiento de los mismos, pueden ser modificadas o ajustadas a juicio de las instancias de decisión de Ecopetrol sobre esta temática, de conformidad con sus contribuciones de experiencia práctica y el nivel medio de profundidad y especialización que quieran determinar, para los usuarios habituales de este documento. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Hacia futuro, se hace necesario considerar la implementación de estos “criterios” en aquellos sistemas existentes, cuyos criterios de diseño y montaje, disten sustancialmente de los que se establecen en el presente Estándar de Ingeniería. Operativamente, los sistemas de transferencia de custodia marinas y fluviales se caracterizan por, •

La exigencia de mayores niveles de confiabilidad.

•

Un mayor compromiso operativo para mantener las condiciones de estado estacionario durante toda su ejecución

•

Una mayor periodicidad de calibración de los medidores.

•

Un muy detallado y diligente seguimiento al comportamiento estadístico de los factores de calibración de los medidores.

Estas exigencias son el resultado de la situación común encontrada en estos sistemas, consistente en que una de las partes intervinientes, el que hace presencia a través del buque tanque o barcaza en condición de recibidor o entregador de la carga, no es recurrente en otras transferencias de custodia del inmediato futuro. Esta situación se convierte en una limitante para las acciones de recuperación de pérdidas por medición, ya que hace inexistente la posibilidad de compensar entre las partes, las diferencias de volumen que resulten de los errores detectados en varias trasferencias de custodia marinas y fluviales realizadas en un período determinado de tiempo. De hecho, la situación común a que esta limitación conduce, es por una parte, el no poder reclamar ante un recibidor, por los “excedentes” de producto entregados por un error de “medición de cantidad generosa” que se detectó después de la transferencia. Mientras que por el otro lado, se recibe una reclamación de otro recibidor, por el “faltante” que ocasionó un error de “medición de cantidad insuficiente” que se realizó en una transferencia de custodia posterior. En el mismo orden de ideas, los procesos de conciliación periódica de pérdidas que realizan los terminales, enfrentan posibilidades limitadas de acción recuperativa de volúmenes, debido a que son muchos los casos de “medición de cantidad generosa” de los que no se tiene noticia. Por otro lado, las transferencias de custodia marinas presentan una mayor complejidad legal respecto de las transferencias de custodia efectuadas en forma periódica y frecuente entre terminales terrestres a través de oleoducto; ya que durante las primeras, simultáneamente con el contrato de compra-venta o el contrato de almacenamiento de productos, se ejecutan otros contratos y procesos regulatorios a los cuales las “cantidades oficiales” de las transferencias de custodia se incorporan como “insumos esenciales”, haciendo por ello casi imposible la modificación posterior de las cantidades y calidades inicialmente suministradas. Los principales contratos y procesos regulatorios de ejecución simultánea con el contrato de transferencia de custodia marina, son: •

Contrato de fletamento marítimo nacional o internacional, mediante el cual una de las partes en la transferencia de custodia, contrata a un buque tanque para que realice el transporte del producto entre el puerto de cargue y el puerto designado para el descargue.

•

Contrato de pago internacional, mediante el cual las partes convienen el pago del valor del cargamento transado, a través de las formas de crédito documentario,

•

Contrato de seguro marítimo de la carga, mediante el cual la parte que asume el riesgo del transporte, se asegura por los mismos.

•

Contrato de inspección independiente, mediante el cual, una tercera parte en condición jurídica de testimonio competente, entrega un informe sobre la realización de la transferencia de custodia, señalando el cumplimiento


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de procedimientos operativos coadyuvantes del cumplimiento de los compromisos de cantidad y calidad establecidos en el contrato comercial. •

Acuerdo de uso de términos internacionales de comercio o Incoterms, mediante los cuales, las partes convienen criterios para asignación de responsabilidad y riesgo sobre los distintas etapas de la transferencia física de mercancías entre los puertos de embarque y descargue.

•

Regulaciones estatales, el Estado y sus distintas regulaciones de regalías y contratos de participación de producción sobre los productos transferidos.

•

Regulaciones aduaneras, en las operaciones de exportación resultan obligatorios los trámites y registros aduaneros y de comercio exterior.

Como resultado de la anterior complejidad contractual y regulatoria, una vez la transferencia de custodia termina y han sido generadas sus “cantidades oficiales”, es virtualmente imposible efectuar modificaciones posteriores. También es importante resaltar que los contratos de compra-venta internacional obligan a efectuar una conciliación al final de la transferencia de custodia marina, entre las cantidades de tierra y las cantidades a bordo del buque tanque; y al posterior análisis de las diferencias resultantes de conformidad con las reglas establecidas en las mismas normas técnicas internacionales aplicables, que suelen corresponder a normas del API para América y algunos países de Asia, y a normas IP para Europa. Las transferencias de custodia marinas permiten de manera muy visible, generar valor en los procesos petroleros mediante el aprovechamiento de la “oportunidad comercial” representada en puntuales desabastecimientos en los mercados de consumo. El aprovechamiento de esta oportunidad no siempre puede hacerse con el “buque tanque mejor adecuado” a las condiciones típicas de operación del terminal. Es por ello que desde el punto de vista operativo, los sistemas de medición para transferencias de custodia marinas, deben tener capacidad para manejar amplios rangos de ratas de flujo, presiones de operación; viscosidad, temperatura y condición de limpieza de los hidrocarburos. En el caso de petróleo crudo, es particularmente importante la problemática de los contenidos de agua, tanto en suspensión como en fase separada en el fondo de la masa de petróleo. Las operaciones de transferencias de custodia marinas, deben proveer de recursos técnicos para determinar con la mayor exactitud posible los contenidos de agua en coexistencia con el material de petróleo en transferencia, a fin de evitar pérdidas económicas o reclamaciones por facturación de esta agua, a precio de hidrocarburo. Las operaciones de inicio de la transferencia de custodia marina, y los cambios de tanques que suceden tanto en tierra como en el buque durante la operación, el manejo simultáneo en el buque tanque de aguas de lastre y material de petróleo en tanques adyacentes, muchas veces, separados por sólo una válvula, son frecuentes causas de pérdidas y reclamaciones. Corresponde a la ingeniería de medición dinámica de transferencias de custodia marinas, establecer los lineamientos para el manejo adecuado de esta problemática, proveyendo los equipos y procedimientos adecuados de muestreo para la disminución de riesgos e impactos negativos de la misma sobre los resultados de la transferencia de custodia. Adicionalmente, las consideraciones de diseño deberán ir conexas con las exigencias operativas obligatorias que los estándares internacionales solicitan para operación y documentación de estas operaciones. En razón de ello, se hace necesario destacar en el presente documento varias de estas exigencias en un nivel de detalle adecuado para que asista el proceso de toma de decisiones de ingeniería de selección y diseño de equipos e instalaciones. Por todo lo anterior, la complejidad de las operaciones de transferencia de custodia marinas, permean los criterios y consideraciones de ingeniería, siempre en el sentido de hacerles exigibles unas mayores y más categóricas características de confiabilidad, precisión, permanencia del estado estacionario, trazables y muy flexibles condiciones de operación. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.14.1. Condiciones Operativas y Económicas •

El sistema de medición debe diseñarse y mantenerse para que opere y mida continuamente dentro del margen de incertidumbre requerido, a las diferentes ratas de flujo conforme a los programas operativos. Un sistema de medición deberá estar conformado como mínimo por un (1) brazo de medición y uno (1) de respaldo, para banco de medidores de cuatro (4) brazos de medición o menos, uno de ellos deberá ser de respaldo, mientras que con los restantes se deberá manejar el 100% del flujo a través del sistema, en caso de 8 brazos de medición o menos, pero no inferior a 5, deberán contar con 2 brazos de respaldo, mientras que los restantes deberán manejar el 100% del flujo a través del sistema.

•

El criterio de diseño del número de brazos en un sistema de medición tiene en cuenta factores técnicos y consideraciones de negocio (Relación Costo/Beneficio y Riesgo Vs. Utilidad). En aquellos casos donde el análisis de riesgo y las condiciones operacionales lo ameriten se deberá considerar el diseño de sistemas de medición (banco de medidores) con tres (3) o más brazos en operación y por lo menos uno (1) o dos (2) brazos de respaldo, de conformidad con lo expuesto en el punto anterior. Con lo anterior el tamaño del probador disminuirá notablemente, haciendo más económico el diseño y su implementación.

•

Cuando un brazo de medición sale de funcionamiento, el brazo de respaldo debe estar en adecuadas condiciones operativas para sustituirlo.

•

Los sistemas de medición para transferencia de custodia marina no deben tener posibilidad de by-pass del producto. Por eso, debe considerarse la correcta ubicación de válvulas de alivio y drenajes en el sistema de medición.

7.14.2. Operación y requerimientos especiales Aunque se habla en ésta sección de medición dinámica, dados los protocolos de la operación marina, es necesario conocer y realizar comparaciones con la medición de tanques en tierra y en buque tanque para cumplir con ellos. Para mejor entendimiento del tema ver capítulo 17 del MMH de Ecopetrol S.A. en donde se relacionan los siguientes temas: Glosario, Condiciones Generales y Aspectos de Seguridad. Los sistemas de medición deben disponer de un sistema de muestreo proporcional al flujo que permita tomar una muestra representativa del batch total entregado; o de cantidades parciales de este batch, por la necesidad en las transferencias de custodia marinas, de desagregar parcialmente los contenidos de línea de un determinado batch, para entregarlos en la transferencia de custodia subsiguiente. Del mismo modo, tanto el tamaño del incremento de muestreo (Grab) como el paso entre los mismos (Span), deben poderse ajustar para generar muestras representativas en todas las posibilidades de ratas de entrega que resulten del rango amplio de operación de los medidores. En lo relacionado con requerimientos especiales, se presentan los siguientes, sin embargo para poder aplicarlos, se requiere desde los diseños de los sistemas de medición, tuberías de los terminales y submarinas, conocer los llenados o capacidades de línea teóricos y contar con las facilidades para realizar el corte de las interfases entre productos y para determinar la calidad del producto desplazado: •

Condiciones de llenado de línea, hace referencia a al registro (estado de líneas y válvulas utilizadas) y reporte de la capacidad de las líneas usadas en tierra para el cargue o descargue. Cuando se utilizan líneas de cargue no exclusivas, se debe registrar la secuencia de cargue de los productos que pasan a través de ellas para reducir la contaminación potencial causada por el desplazamiento de los llenados de línea.

•

Registro histórico de los diferentes llenados de línea para cada embarque, para establecer la “tolerancia acordada”.


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•


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Métodos para el llenado de línea, que puede ser: Medición del volumen desplazado (registrado por el sistema de medición oficial de trasferencia de custodia), presionamiento de las líneas, circulación interna, barrido con “marrano” o raspadores de línea y purga en el punto más alto.

7.15. PRUEBAS DE PREALISTAMIENTO, ALISTAMIENTO Y PUESTA EN MARCHA DE SISTEMAS DE MEDICIÓN, CALIDAD Y PRUEBA Los términos arriba presentados son también conocidos como Pre-commissioning, Commissioning y Start-up, y se aplican a sistemas nuevos y son básicamente procedimientos ordenados, tendientes a verificar el estado y la funcionalidad de los equipos e instrumentos de un sistema, previos a su puesta en operación. Cuando hablamos de éste tema se hace referencia principalmente a la adquisición de sistemas que vienen en patines que integran o hacen parte de un sistema de medición que está compuesto por el sistema de medición como tal, sistema de calidad, de prueba y sistema de control, aunque en lo esencial aplica también a sistemas construidos en sitio, tendencia ya poco común en Ecopetrol S.A. En el anexo E de éste estándar, se adjunta un modelo de especificaciones técnicas para la adquisición de dichos sistemas paquetizados, el cual debe ser diligenciado dentro del alcance de la ingeniería básica del sistema, como un entregable a ECOPETROL S.A. para salir a licitar su suministro por un tercero, en él se especifica el compromiso del la compañía seleccionada para suministrarlo, realizar las pruebas FAT (Factory Acceptance Test) y SAT (Site Acceptance Test), donde el comprador participará en dichas pruebas y dará su aprobación por escrito, cuando éstas se realicen exitosamente. Se acostumbra incluir en las especificaciones técnicas un ítem relacionado con la capacitación y acompañamiento por parte del proveedor durante el prealistamiento, alistamiento y puesta en servicio del sistema como un todo, así como también todos los certificados de materiales y pruebas realizadas a cada uno de los equipos, tuberías y accesorios de tubería, deberán venir con el sistema, los originales y 2 copias de los manuales de mantenimiento, repuestos y operación de equipos y del sistema como un todo. En el anexo F, se presenta los formatos de las pruebas que se deben realizar a los componentes de todo tipo, pertenecientes a los sistemas de medición, prueba, calidad y control, durante las pruebas FAT y SAT. Las pruebas SAT, son básicamente las mismas que las FAT, tan solo cambia la localidad. Las FAT para el probador, deberán hacerse bajo ciertas condiciones simuladas, éstas deben operar en todo el rango de velocidades o ratas de flujo de diseño del probador, equivalentes a el tiempo empleado por el desplazador entre interruptores detectores de paso del mismo en el probador, donde T2 (tiempo de transito del desplazamiento entre interruptores del probador), y las frecuencias de pulso del medidor de flujo Fm, es simulado. El fabricante debe proveer, un certificado de prueba que detalle los valores máximos y mínimos del tiempo de volumen del probador, T2, y la frecuencia del medidor de flujo, Fm, que el diseño del equipo acepta. Como complemento a todo lo anterior se deben tomar en cuenta los costos de transporte internacional, si el sistema es adquirido en el exterior, sus costos de nacionalización, transporte local, con su correspondiente logística de acompañamiento desde el puerto o sitio local de construcción, costos de descargue y ubicación en el sitio final de instalación, así como también los costos de los repuestos para el alistamiento, puesta en funcionamiento y los necesarios para una adecuada operación por 2 años, entendiéndose que en la lista se incluyen los equipos de calibración de instrumentos, accesorios y las herramientas especializadas necesarias para su adecuada operación y mantenimiento. Con relación al transporte local se debe asegurar que los patines y sus empaques sean de una dimensión y peso tal, que pueda ser transportado por las carreteras colombianas y por las vías que conducen de las troncales nacionales a los sitios de instalación. Dentro del desarrollo de la ingeniería de detalle, se deberá tomar en cuenta el diseño del puente grúa y brazos pescantes requeridos para realizar el mantenimiento de los patines de medición y de prueba respectivamente, siempre y cuando sean necesarios, dependiendo del tipo de sistema diseñado. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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En los anexos H, se presentan respectivamente los formatos típicos para solicitar un sistema paquetizado para líquidos, (peso seco, húmedo y centro de gravedad), especificaciones funcionales para paquetes de medición de transferencia de custodia y fiscal para medición de hidrocarburos líquidos. 7.15.1. Condiciones generales de diseño •

Los sistemas de medición que vienen instalados en patines compactos con sus componentes, deben cumplir con todos los requisitos establecidos en el presente Estándar, y los procesos de compra deben asegurar la verificación previa a la entrega, por parte de los especialistas de Medición de ECOPETROL S.A., para el cabal cumplimiento de las características técnicas de diseño.

•

El sistema debe disponer de un probador en línea acondicionado, para que permita una muy rápida y frecuente calibración automática de los medidores, en todo el rango de operación de los medidores. Estos, a su vez se deben adquirir de rango amplio de operación.

7.16. CASOS ESPECIALES Cualquier discrepancia entre este Estándar y otros de ECOPETROL, relacionados con el tema o que presente dificultad para su aplicación o interpretación y que genere desacuerdo entre las partes interesadas, deberá ser resuelto por el Comité Táctico de Medición de ECOPETROL S.A. 7.17. ENTREGABLES DE INGENIERÍA Hace referencia a los listados de entregables de ingenierías, hojas de datos, formatos de especificaciones técnicas, cronograma para el desarrollo y maduración de proyectos de medición. En los anexos A, B y C, se encuentran los listados de chequeo y entregables de las actividades que se deben desarrollar en la ingeniería conceptual, básica y detallada, respectivamente, así mismo en el anexo D se estandarizan las hojas de datos de los equipos que generalmente se requieren para el desarrollo de un proyecto de medición dinámica, en el anexo E se presenta un documento típico de especificaciones técnicas para salir a licitar la adquisición de un sistema de medición paquetizado. En el anexo G, se presenta un cronograma general para proyectos de medición, la anterior información se da como guía del tiempo estimado de un proyecto de este tipo, teniendo en cuenta las recomendaciones del modelo de maduración de proyectos de ECOPETROL S.A. 7.18. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO Los proyectos de ingeniería para nuevos sistemas de medición de hidrocarburos líquidos ó para mejora de los ya existentes, deben ser documentados y gestionados de acuerdo a la Guía de Gestión de Proyectos de Ecopetrol, dentro del marco del Modelo de Maduración de Proyectos. Estos lineamientos están dados por la Dirección de Gestión de Proyectos DPY, de la Vicepresidencia de Estrategia y Crecimiento. La documentación completa puede ser consultada en el portal de Ecopetrol, en la ruta Inicio / Soporte / Dirección de Gestión de Proyectos / Modelo de Maduración y Gestión de Proyectos / Documentación del MMGP. Se incluyen en este documento como el Anexo I Formatos del MMGP – Documentos Soporte de Decisión, el formato básico resumen de la documentación de debe ser acopiada para la presentación de los proyectos de mejora de los sistemas de medición en los Comités de Aprobación de las distintas fases del mismo. En el Anexo J Formatos del MMGP – Evaluación Financiera de los proyectos requeridos para operar, está la plantilla que debe diligenciarse con la información de costos y beneficios del proyecto, evaluados en términos del Valor presente Neto y Factor J, con que concursa por recursos estos proyectos dentro del Portafolio de Proyectos de Ecopetrol. No obstante que los proyectos de medición se clasifican como proyectos de continuidad operativa (antes llamados requeridos para operar), su apalancamiento económico dependerá del Factor J que arroje la evaluación financiera. Una variación de este formato para incluir conceptos de inversión ó costos característicos de los proyectos ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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de medición de hidrocarburos ha sido trabajada inicialmente con funcionarios del DPY, pero todavía falta gestionar su aprobación. Se ilustra el uso del formato propuesto en el ejemplo dado en el anexo K. El Anexo K Ejemplo de documentación para un proyecto de mejora del sistema de medición, obtiene a manera de ejemplo la documentación básica de un proyecto de mejoramiento de la medición en la estación Santos, en el campo Provincia, diligenciada a partir de la información de ingeniería conceptual. Otras variaciones a la forma de evaluar los beneficios de un proyecto de mejora de la medición de hidrocarburos han sido desarrolladas por el ICP a manera de piloto, buscando integrar en una hoja de Excel los conceptos de incertidumbre asociada a la medición, los costos de las distintas alternativas tecnológicas a proponer, los costos operativos y de mantenimiento. 7.19. ANEXOS

No.

Título

A

Formato de Documentos Soporte de Decisión

B

Formato de Evaluación Financiera del Costo del Ciclo de Vida del Proyecto

C

Plantilla de Chequeo Hidráulico

D

Prueba de Patín

G

Cronograma para Proyectos

H

Hoja de Datos para Sistemas de Medición Paquetizados

I

Formatos del Modelo de Maduración de Proyectos – Documentos Soporte de Decisión - DSD Formatos del Modelo de Maduración de Proyectos – Evaluación Financiera de Proyectos Requeridos para Operar Ejemplo de Documentación para un Proyecto de Mejora del Sistema de Medición

J K

8. REGISTROS No Aplica.

9. CONTINGENCIAS

No se prevén contingencias para este Estándar. 10. BIBLIOGRAFÍA No Aplica.


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11. ANEXOS No.

Título

A

Formato de Documentos Soporte de Decisión

B

Formato de Evaluación Financiera del Costo del Ciclo de Vida del Proyecto

C

Plantilla de Chequeo Hidráulico

D

Prueba de Patín

G

Cronograma para Proyectos

H

Hoja de Datos para Sistemas de Medición Paquetizados

I

Formatos del Modelo de Maduración de Proyectos – Documentos Soporte de Decisión - DSD Formatos del Modelo de Maduración de Proyectos – Evaluación Financiera de Proyectos Requeridos para Operar Ejemplo de Documentación para un Proyecto de Mejora del Sistema de Medición

J K

Para mayor información sobre este documento dirigirse a quien lo elaboró, en nombre de la dependencia responsable: Elaboró: Reynaldo Prada Graterón Teléfono: 6847431 Dependencia: ICP – UGC


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ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE Elaborado Versión: ECP-VST-P-INS-ET-018 10/12/2010 1

Documento Soporte de Decisión - DSD

NOMBRE DEL PROYECTO: DATOS GENERALES Oportunidad de Negocio:

ON - ________________ - ________________

Código *PEP de SAP (PS): _____________________________ *PEP = Plan de Estructura del Proyecto

Tipo de Oportunidad:

ON

RO

CO

DA

E

Otro

Convención: ON = Oportunidad Negocio

Status del Proyecto:

Fase 1

Fase 3

Fase 2

RO = Requerido para Operar CO = Continuidad Operativa

Tipo de Proyecto según Clasificación:

A

B

C

Especial

DA = Desinversión de Activos E = Estudios

Tiene presupuesto el Proyecto? SI

NO

Centro de costos: _____________

Valor total del proyecto en (MCOP$): _________________

APROBACIÓN COMITÉS MADURACIÓN

Liberación presupuestal

ó en (KUSD): __________________

Fase 1

Fase 2

Tasa de cambio utilizada: ______________

Fase 3

Fase 4

Fase 5

AÑO ..N

PRESUPUESTO TOTAL

MCOP$ KUSD

Fecha de realización de los Comités

PRESUPUESTO POR VIGENCIA Y TOTAL DEL PROYECTO Las cifras deben ser consistentes en la moneda escogida

AÑO 1

AÑO 2

AÑO 3

MCOP$ KUSD

Fase(s) de maduración por vigencia Link al Presupuesto DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Objetivos:

Alineación con Estrategia de Negocio:

Justificación:

Antecedentes:

Alternativas Formuladas:

Alcance:

Relación con otros proyectos:

Permisos & Licencias:

Se requiere concepto de DRI para Fases 2 y 3

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NOMBRE DEL PROYECTO:

Necesidad de Adquisición de tierras:

SI

NO

En caso afirmativo indicar el avance de la gestión adelantada con la Coordinación de Gestión Inmobiliaria Resultado Índice de Definición del Proyecto (IDP):

Acciones IDP por cerrar: Responsable:

SI

NO

NEGOCIO

Fecha Cierre:_______ DPY IDP=Indice de Definición del Proyecto Calificación IDP; aplica únicamente para Fase 3

Aplicación de Lecciones aprendidas existentes SI

NO

Cuales?

Aplica para Todas las fases ANÁLISIS DE RIESGOS Identificación de riesgos:

Aplica únicamente para Fase 1 Se debe hacer una lluvia de ideas con los involucrados en el proyecto Análisis de Riesgos. Evaluación Cualitativa:

Aplica únicamente para Fase 2 Se debe diligenciar el Formato Evaluación Cualitativa de Riesgos hasta la matriz RAM Análisis de Riesgos. Evaluación Cuantitativa:

Aplica únicamente para Fase 3 Se debe diligenciar la totalidad del Formato Evaluación Cualitativa de Riesgos Plan de Administración del Riesgo:

Aplica únicamente para Fase 3 Se debe hacer link a la matriz resumen del plan de administración de riesgos localizado en el PEP ESTRATEGIA DE CONTRATACIÓN

Aplica para todas las Fases y será validada con la GEA previamente al Comité ANÁLISIS FINANCIERO

50%

Estimación aproximada del presupuesto según la Fase

30%

15% Convención:

VPN de costos de O&M (MCOP$ ó KUSD):

VPN = Valor Presente Neto TIR = Tasa Interna de Retorno

Ciclo de vida del proyecto (años):

EFI = Eficiencia de la Inversión B/C = Relación Beneficio - Costo

VPN de la Inversión (MCOP$ ó KUSD):

Tipo de Oportunidad

Indicador Financiero

O&M = Operación y Mantenimiento

Fase 1

Fase 2

Fase 3

Fase 4

Fase 5

VPN (Probabilistico) VPN (Deterministico) Oportunidad de negocio (ON)

TIR (Probabilistico) TIR (Deterministico) EFI (Probabilistico) EFI (Deterministico)

Requerido para Operar (RO)

B/C (Probabilistico) B/C (Deterministico)

* Probabilistico: Indicador financiero (valor esperado) basado en modelos de probabilidades como Crystal Ball con incertidumbre en las variables de Entrada * Deterministico: Indicador financiero que considera un escenario estático de las variables de Entrada Resultados de correr el Modelo Financiero

(Link al Modelo Financiero) Descripción de como halló los indicadores financieros (incluir bases o soportes de cálculos financieros, tablas, gráficos)

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NOMBRE DEL PROYECTO:

BENEFICIOS FISCALES APLICABLES AL PROYECTO Se identifican beneficios tributarios?

Qué beneficios tributarios:

Ambientales

Si

No

Ciencia y Tecnología

Deducción especial por adquisición de activos

Cuantía aproximada del beneficio (MCOP$ ó KUSD)

______________________

Otros Descuento del IVA pagado en importación de maquinaria pesada

_____________________________ _____________________________ __

Se requiere concepto de la Coordinación de Normas y Tributario en Fase 3 ESTRATEGIA DE CIERRE Y CAPITALIZACIÓN DEL PROYECTO

Fecha Estimada de capitalización

______________________

Valor ó % estimado de liquidar al activo: ________

Valor ó % estimado de liquidar al gasto: ______

Es necesario desde la Fase 2 de planificación, identificar con el apoyo de la UIC qué erogaciones van a ser consideradas como activos y cuáles como gastos. Lo anterior en concordancia con la normatividad contable actual. En Fase 3 como parte de la documentación del PEP, se requiere recopilar y conocer las normas relacionadas con el proceso de cierre y capitalización del proyecto. PLAN DE CIERRE Y CAPITALIZACIÓN: Durante la Fase 4 y entre tres a seis meses de anticipación a la finalización del proyecto, dependiendo de la complejidad del mismo, se debe elaborar el plan de cierre y capitalización del proyecto.

Se requiere concepto de la Coordinación de Activos Fijos en Fase 4 PROGRAMACIÓN Cronograma

Cronograma de Trabajo de la totalidad del Proyecto discriminando las actividades por Fases (Link al Cronograma) Actividades críticas y Planes de manejo

Actividades relevantes de la ruta crítica que impactan el cronograma del proyecto p.e. actividades de gestión administrativa interna o externa, situaciones de orden público, asuntos extraordinarios como la oportunidad del proyecto, etc., EQUIPO DEL PROYECTO

Aplica para Fases 1, 2, 3 y 4 (ver equipo del proyecto sugerido en el PEP) Se debe asignar el equipo del proyecto desde las Fases de planeación (definir un Líder de ECOPETROL y su equipo de soporte) PLAN PARA LA SIGUIENTE FASE Actividades previstas:

Actividades que deben ser previstas por su impacto en la planeación de la siguiente Fase Duración estimada:

RECOMENDACIONES Fecha de cumplimiento de las Acciones resultantes del Comité: ________________

Estas Acciones son consignadas en el Acta del Comité

Recomendaciones dadas por los integrantes del Comité y responsables de la Decisión Vo. Bo. RESPONSABLE DE LA FASE

Firma - Líder del Proyecto ó Coordinador del Proyecto Fecha:________________________

Registro:__________________

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NOMBRE DEL PROYECTO: Vo. Bo. ÁREA O DEPARTAMENTO TÉCNICO

Firma - Área o Departamento Técnico Registro:__________________

Fecha:________________________

Aplica para Fase 1, Fase en la cual se debe solicitar soporte al Área o Departamento Técnico Vo. Bo. DPY - ENTREGABLES DEL PROYECTO SEGÚN EL MMGP MMGP = Modelo de Maduración y Gestión de Proyectos

Firma - Dirección de Proyectos DPY Registro:__________________

Fecha:________________________

Firma en todas las Fases de planeación Vo. Bo. TOMADOR DE LA DECISIÓN

Anular (Parar):

Posponer:

Reevaluar:

Seguir a la siguiente fase:

Nombre del Tomador de la Decisión:

Cargo: ______________________________

____________________________________________

Registro No.: ________________________________

Fecha: ______________________________

Firma - Tomador de la Decisión de la Fase

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ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE Elaborado Versión: ECP-VST-P-INS-ET-018 10/12/2010 1

INSTRUCCIONES DE USO DEL FORMATO DE EVALUACION FINANCIERA DEL COSTO DEL CICLO DE VIDA DEL PROYECTO * Para usar este formato se deben habilitar la opción de macros y bajar el nivel de seguridad a bajo. (Herramientas-- Opciones-- Seguridad -- Seguridad de Macros -- Bajo) 1. No cambiar el nombre del archivo ni de las hojas. Solo puede adicionar hojas de Memorias de Calculo si lo requiere. 2. Ingresar g el Documento Soporte p a la Decision de la fase en q que esté actualmente. Sin anexos. 3. Ingresar el Presupuesto del Proyecto con el detalle exigido según fase. 4. Ingresar los valores en amarillo (de los items que apliquen) del Modelo Financieros Determinístico. Referenciar todos los valores a la hoja de Memoria de Cálculo, en donde quede soporte el origen de la información. En caso que la pérdida o costo no esté listado, se puede cambiar el nombre de la pérdida o costo que no le aplique. No adicionar columnas ni filas. 5. Tenga en cuenta las bases presupuestales aprobadas por DGP que se encuentran en la hoja de Bases Presupuestales. Revisar las actualizaciones que se realicen en http://iris/categoria.aspx?catID=528 6. Ingresar en el cuadro de simulaciones la informacion de riesgos y probabilidad de ocurrencia de eventos optimistas, esperado y pesimistas para pérdidas, costos e inversion planteadas en el Modelo Financiero. 7. Dar la opción de Calcular para obtener los resultados de la simulacion probabilistica. Realizar al menos 200 iteraciones



Versión: 1

PLANTILLA CHEQUEO HIDRÁULICO (UNIDAD)

EMITIDO PARA COMENTARIOS O APROBACIÓN EMITIDO PARA COMENTARIOS O APROBACIÓN EMITIDO PARA COMENTARIOS O APROBACIÓN REV

FECHA

DESCRIPCIÓN

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

"Nombre"

PREPARÓ

CHEQUEÓ

AUTORIZÓ



Versión: 1

TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 3 OBJETIVO............................................................................................................... 3 ALCANCE ............................................................................................................... 3 DOCUMENTOS DE REFERENCIA ................................................................................... 3 CRITERIOS Y VARIABLES DE DISEÑO ............................................................................ 3 SOFTWARE UTILIZADO Y MÉTODO DE CÁLCULO ............................................................. 3 RESULTADOS .......................................................................................................... 3 ANALISIS DE RESULTADOS ........................................................................................ 3 ANEXOS ................................................................................................................. 3



Versión: 1

1. INTRODUCCIÓN "[Descripción del sistema al cual se le está realizando el chequeo hidráulico.]" 2. OBJETIVO "[Objeto y justificación por la cual se esta realizando el chequeo hidráulico del sistema en cuestión.]" 3. ALCANCE "[Breve descripción de las instalaciones en particular, cuellos de botella y delimitación del estudio o chequeo hidráulico.]" 4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA "[Referencias de los documentos requeridos y normas aplicables según el sistema a estudiar.]" 5. CRITERIOS Y VARIABLES DE DISEÑO "[Descripción de los estandares y criterios utilizados para la realización de la evaluación y toma de decisiones al respecto, referenciando cada fuente. Ver documento Criterios de Diseño de Proceso]" 6. SOFTWARE UTILIZADO Y MÉTODO DE CÁLCULO "[Especificación de la herramienta de simulación y el método de cálculo utilizado: Software, método o ecuaciones usadas, propiedades, y constantes o coeficientes asumidos.]" 7. RESULTADOS "[Presentación de los resultados obtenidos según tabla adjunta]" 8. ANALISIS DE RESULTADOS

"[Análisis según los resultados presentados en el item anterior y los criterios seleccionados, haciendo enfasis en los puntos más relevantes.]" 9. ANEXOS "Mostrar documentos relevantes adicionales o resultados detallados de las simulaciones realizadas en las diferentes herramientas.]"


Criterios de Dimensionamiento: Régimen de Flujo Velocidad Velocidad Erosional DP/100ft Número de Mach

RESULTADOS Criterio de dimensionamiento

Rugosidad

Elevación

Longitud

Gas

Diámetro

Líquido

Viscosidad

DESTINO

Densidad

ORIGEN

Presión

NÚMERO DE LINEA

Versión: 1

CONDICIONES

Temperatura

CAUDAL


Régimen de Flujo

Velocidad del fluido

∆P (psi/100 ft)

∆P total

OBSERVAC IONES

PRUEBA DE PATIN VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:


Versión: 1

Revisado por:

I.

La prueba del Patín se realizara desde las cajas montadas en el patín. En los sistemas donde el fabricante no tiene responsabilidad para dispositivos de patín cableado, las pruebas deberán ser completadas en los terminales del dispositivo. Los transmisores de procesos y los interruptores son calibrados y verificados en la Instalación del fabricante en condiciones controladas. Estos dispositivos no serán recalibrados por los fabricantes a menos que se sospeche de un problema. Si un problema ocurre, el dispositivo sera retirado del patin y revisado el fabricante documentará en el procedimiento de la prueba.

II.

Las pruebas del patin generalmente es completada usando los siguiente metodos:

A.

Para determinar un cableado adecuado, por el electrico, una continua prueba se llevara a cabo desde la conexión de la caja hasta los dispositivos. Los resultados de las pruebas continuas seran documentados en las especificaciones de la prueba.

B.

La prueba del megger (medicion megaohmetro) se realizara por el electrico y sera usado para verificar el aislamiento del cableado se encuentran dentro de los parametros aceptables. Los resultados de las pruebas del megger seran documentados en las especificaciones de la prueba.

C.

Algunos dispositivos requieren controles electricos, neumatico e hidraulicos, o de señales para proporcionar las pruebas funcionales. La salida o entrada de estos dispositivos seran monitoreadas y documentadas en las especificaiones de la prueba. Los equipos que se han recibido de la fabrica con un certificado de prueba o calibracion seran funcionalmente probados a peticion del cliente o si el fabricante considera que es necesario para demostrar la correcta operacion de los equipos o sistemas. Los puntos de controles en la siguiente lista indican los equipos y las pruebas que se han realizado. Si el cliente quiere disponer de más pruebas en cualquiera de los equipos, el fabricante debe ser notificada antes del inicio de la prueba del patin.

Motores operados Flujo de válvulas de control Electricas Neumática Presion válvulas de control Motores Solenoides Probadores de muestras Presión, transmisores de presión diferencial e indicadores Presión, switches de presión diferencial e indicadores Transmisores de temperatura e indicadores Transmisores de presión e indicadores Probadores de densidad Probadores BS&W Equipos especiales

CERTIFICADO DE REVISION CONTINUA ELECTRICA DE PATIN VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Versión: 1

Nombre del proyecto:

Número M.O.:

Patin de medición:

Patin probador:

Patin QCU:

Cables interconectados (Patin de la consola):

Este certifica que todos los cables en estos items fueron revisados adecuados.

Realizado por (Electrico)

Verificado por (Representante del fabricante)

anteriormente se realizaron pruebas de continuidad y se encontró que de acuerdo con los esquemas

Compañía

Fecha

CERTIFICADO DE PRUEBA DE MEDICION (MEGGER) DE AISLAMIENTO PARA PATIN DE ENERGIA ELECTRICA VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Versión: 1

Nombre del proyecto:

Número M.O.:

Patin de medición:

Patin probador:

Patin QCU:

Este certifica que todos los cables de energia AC en los items revisados arriba se han probado para voltios o megaohmnios despues de usar 30 segundos un probador de megaohmnios (megger) que ha sido probado y calibrado traceable al Instituto Nacional de Estándares y Tecnología. Las pruebas de Megger serán realizadas a partir de fase a fase, fase a neutro y fase a tierra.

Realizado por (Electrico)

Verificado por (Representante del fabricante)

Compañía

Fecha

CERTIFICADO DE CONFORMIDAD DEL PATIN ELECTRICO VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:


Versión: 1

Revisado por:

Nombre del trabajo:

Número M.O.:

Patin de medición:

Patin probador:

Otros:

Se certifica que la instalación eléctrica y de los métodos indicados en el equipo cumplen los requisitos de:

Clase NEC

, Grupo

, Division

Zona IEC

, Grupo

, Temperatura

Subcontratista electrico

ubicación peligrosa

Compañía

Fecha

HOJA DE INSPECCION DE LA CAJA DE CONEXIONADO VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:

I.

Versión: 1

Revisado por:

Complete la siguiente tabla para confirmar la conformidad de los equipos de la caja de conexiones para las especificaciones del sistema. Relacionar las especificaiones del fabricante y los sistemas de graficos para cualquier informacion. Inspeccionar visulamente las cajas de conexionado para los items indicados.

Revisar cada

Número de etiqueta

II.


para indicar conformidad

Material de la caja de conexionado correcto

Tipo de etiqueta del instrumento Correcto

Tipo de etiqueta del cableado Correcto

Tipo de cableado, color y tamaño Correcto

Tipo de terminal de bloques, color y tamaño Correcto

Numero de recambios de terminales Correcto

Complete la siguiente tabla para confirmar la conformidad de los equipos de las cajas de conexionado para las especificaciones de calidad del fabricante. Relacionar las especificaciones de calidad del fabricantes y los sistemas de los graficos para cualquier informacion requerida. Inspeccionar visualmente las cajas de conexionado para los items indicados.

Revisar cada

Numero de etiqueta

Montaje correcto

para indicar conformidad

Adecuacion a tierra

Hardware correcto

Daños no visibles

Aberturas selladas no utilizadas

Enrutamiento adecuado correcto

Terminacion adecuada

TRANSMISOR DE PRESION VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

A.

B.

Versión: 1

Revisado por:

Informacion requerida

1

Número de transmisores en el sistema

2

Fabricante

3

Numero de modelo

Prueba eléctrica

Vea el documento " Hoja de datos de calibracion de los transmisores de presión" que se encuentra en este documento para calibración o verificación de datos de cada instrumento. La verificacion de la calibración se realiza antes en los instrumentos calibrados en fábrica a los instrumentos que se estan instalando en los patínes. La siguiente información muestra el procedimiento de calibración:

C.

1

Use una medida de calibracion actual para controlar la corriente de salida

2

Use una fuente de presion y un indicador calibrado para monitorear la presion suministrada a los equipos.

3

Si los equipos han sido calibrados en la fabrica y se cuentan con el certificado de calibracion, registre los datos para un minimo de tres puntos (0%, 50% y 100%), ascendente y descedente en la tabla y adjunte los datos en este documento. Si el equipo se muestra no calibrado o varia, cinco puntos de datos (0%, 25%, 50%, 75%, 100%), deben registrarse, ascendentemente y descendentemente.

Complete la siguiente tabla

Registro Numero de etiqueta

Numero de serie

Revise que se han proporcionado Tuberia solida / conexiones conduits

Daños no visuales

Conexiones de puertos no usuales

P&ID en el lugar

Indicador local visible / accesibilidad a la paralela / plataforma

TRANSMISOR DE TEMPERATURA VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:

A.

C.

Versión: 1

Revisado por:

Informacion requerida

1

B.


Número de transmisores en el sistema:

2

Fabricante:

3

Número de modelo:

Vea el documento "Hoja de datos para calibración de los transmisores de temperatura" que se encuentra en este documento para calibración o datos de verificación de cada instrumento. La verificación de la calibración lo realiza el fabricante de los instrumentos calibrado antes de que estos se instalen en el patín. La siguiente información muestra el procedimiento de calibración:

1

Use una medida de calibración actual para controlar la corriente de salida

2

Use una caja de resistencia calibrada para simular la resistencia de salida RTD o usar un baño de temperatura calibrado para ajustar la temperatura de la RTD. Relacione la resistencia vs. Grafico de la temperatura para determinar la correcta configuración de caja de resistencia. Si el transmisor viene con una unidad combinada RTD entonces hay que tener en cuenta las lecturas cuando se utilice una caja desde el transmisor que se ha adaptado a la resistencia del RTD. En este caso se usa para verificar solo el funcionamiento.

3

Si el instrumento ha sido calibrado en fabrica y el certificado de calibración se ha proporcionado, registre los datos para un mínimo de tres puntos (0%, 50%, 100%), ascendentemente, en la tabla de calibracion y adjunte los datos en este documento. Si el equipo se muestra no calibrado o varia, cinco puntos (0%, 25%, 50%, 75%, 100%), ascendentemente y descendentemente, debe ser registrado.

Complete la siguiente tabla:

Registro Numero de etiqueta

Numero de serie

Revise que se han proporcionado Tuberia solida / conexiones conduits

Daños no visuales

Conexiones de puertos no usuales

P&ID en el lugar

Indicador local visible / accesibilidad a la paralela / plataforma

TRANSMISOR DE PRESION DIFERENCIAL / SWITCHES / INDICADORES VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:

I.


Versión: 1

Revisado por:

Complete la siguiente informacion necesaria:

Fabricante:

Modelo:

A.

Realice una inspección visual de cada equipo para verificar las escalas, el montaje, el aislamiento del puerto alto/bajo y las conexiones de la tubería de la válvula ecualizadora, y la fabricación del cableado y las especificaciones del sistema.

B.

Relacionar "Hoja de datos de calibración de indicadores / switches de presión diferencial" ubicado en el apendice de este documento para datos de calibración.

C.

Complete la siguiente tabla

Para comprobar la correcta Número de etiqueta

Número de serie

Punto de ajuste Conexiones Hi/Lo

Etiqueta de instalacion P&ID

Aislamiento de tuberia del ecualizador

OPERADORES DE VALVULAS DE BLOQUE VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

A.

Versión: 1

Revisado por:

Registre la información para los operadores de válvulas de bloque (ver hoja de válvulas de control de flujo para datos FCV):

1

Tipo de operador: neumáticas, eléctricas, hidráulicas y otras:

2

Fabricante:

Numero de modelos:

3

B.

Modelo # 1

Diagrama de cableado # 1

Modelo # 2


Modelo # 3


Modelo # 4


Modelo # 5


Requisitos de voltaje

V

Hz

V

Voltaje suministrado

Hz

Inspección mecánica Complete la siguiente tabla

Para comprobar la correcta M/N*

Numero de etiqueta

Numero de serie Nivel de lubricante

Muestra

Pernos de seguridad

Orientacion y acceso

Operación de volante

* M/N indica con 1, 2, 3 o 4 basado en el numero de modelo del actuador individual

C.

Prueba eléctrica

1

Revise el cableado de la válvula para de conformidad con los planos eléctricos y el cableado de la consola. Revise los requisitos de potencia contra la oferta disponible.

2

Utilice el volante para mover la válvula al centro del recorrido y el bloqueo del switch. Aplique la energia para operar y verificar la dirección correcta de rotación.

3

Complete la configuración inicial de acuerdo a la operación manual, verifique la operación y complete la siguiente tabla. (Indique los items completos con una marca de revisión ). Operación remota / revise el estado puede ser desarrollado usando apropiadamente la fuente de potencia y la prueba del equipo ( típicamente +24 DC para comandos remotos, ohmiometro para revisar el estado remoto).

Comprobar la correcta Control local

Control remoto

Numero de etiqueta Estado

Comando Ope Open

Close C ose

Open Ope

Comando C Close ose

Open Ope

Estado Close C ose

Open Ope

ESD C Close ose

Configuracion

HOJA DE PRUEBA DE MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Versión: 1

Revisado por:

Fabricante: Modelo:

I.

Prueba funcional para cada medidor sera completado durante la prueba de flujo del sistema (Si aplica) usando agua potable (tipicamente) como la medida. La prueba de flujo demostrara la repetibilidad del medidor dentro de 0.05%.

II.

Una inspección eléctrica y mecánica será desarrollada en cada medidor. Relacionar los planos del sistema eléctrico y los manuales del equipo requeridos. Complete la siguiente tabla por cada medidor. Ver la documentación del fabricante para la curva del medidor y otros datos específicos del medidor.

Complete

Numero de etiqueta

Numero de serie

Comprobar la correcta

Direccion de flujo

Cableado

Montaje

Complete

Conduit

Pulso p por revoluciones

Factor K del medidor

Tipo Xmitter

Pila hasta p por BOM?

Glandula de embalaje llena?

PATIN DE PRUEBA DE MUESTRAS DE LOS EQUIPOS MONTADOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Versión: 1

Revisado por:

Por favor complete la siguiente información para revisar el diseño y el funcionamiento de cada sistema de tomamuetras.

A.

Realice inspeccion visual de los tomamuetras y complete la siguiente tabla:

Complete Numero de etiqueta

B.


Modelo numero

Numero de serie

Requisitos de potencia

Cableado

Montaje

Tuberia

Orientacion

A tierra

Realice la siguiente prueba electrica / funcional y complete la siguiente tabla:

Complete

Numero de etiqueta

Volumen de la sonda (cc)


Requisitos del control de señal

Rotacion del motor

Ajustes de velocidad (si aplica)

Modo de operación tiempo proporcional

Operación modo Operación motor Operación limite flujo mezclador switch

DENSTOMETRO VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Revisado por:

Fabricante:

Modelo:

Numero de serie:

Numero de etiqueta:

1

2

Versión: 1

Revise las conexiones del cablado de conformidad con los planos eléctricos.

Anote la direccion de la sonda:

3

Asegure que las conexiones electricas y de proceso esten bien apretadas

4

Asegure que los certificados de calibración del densitometro son adjuntos en las especificaciones de la prueba.

5

El siguiente procedimiento indicara un alto grado de confianza en que el transductor es operado correctamente. También un audible "hum" debe ser escuchado como la sonda resonante cuando la potencia es aplicada.

Medir el voltaje suministrado, el consumo actual y la frecuencia de salida en el amplificador del transductor:

Numero de etiqueta

Voltaje medido (VDC)

Medida de corriente (mA)

Voltaje requerido para 17mA max.

Medida frecuencia de aire abierto (Hz)

Frecuencia de aire abierto en en registro de calibracion (Hz)

HOJA DE PRUEBA PARA BARRERA DE SEGURIDAD INTRINSECA EN EL PATIN MONTADO VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

1

Versión: 1

Revisado por:

Todas las barreras deben ser probadas para el correcto funcionamiento basado en los equipos con los que la barrera es la interface. Todas las entradas para las barreras seran simuladas para la operación de la prueba. Complete la siguiente información para cada barrera.

Comprobar la correcta Numero de etiqueta

Tipo de barrera Tierra

Instalación de la caja de conexionado

Montaje

Operación

Inclinacion de switches (MTL5032)

2

Para los verifique sufiente a traves de dell sistema para iinstrumentos P l bucles b l analogos, l ifi fi t voltaje lt j es suministrado i i t d para ell transmisor t i t d un rango (4-20mA). (4 20 A) Relacione R l i lla iingenieria i i electrica l ti d i t t t / requisitos i it del d l sistema. i t

3

Verifique el rango de ingenieria en el plano correcto y la ingenieria coincide con el rango de entrada en el computador de flujo para la temperatura de la densidad. (Si aplica).

Voltaje minimo requerido para el transmisor (s):

Voltaje minimo medido:

Verificado por: Ingeniero electrico

HOJA DE PRUEBA PARA EL PROBADOR BS&W VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

A

B

Revisado por:

Complete la siguiente información requerida:

1

Fabricante (s):

2

Numero de modelo (s)

3

Tipo

1)

2)

1)

2)

Insercion

Spool

Inspeccione visualmente para los siguientes items

1

Daños visibles

2

Montaje solido

3

C

Versión: 1

Orientacion correcta en la tuberia

Revise la interface del sistema y la operación

1

Relacione los planos electricos del sistema y los manuales del fabricante para revisar la señal de la interface y los requisitos de potencia.

2

Revise la calibración y la operacon de cada equipo si es posible. Realice cualquier prueba automática por las instrucciones del fabricante. Complete la siguiente tabla por cada equipo.

Numero de etiqueta

Numero de serie

Requisitos de potencia

Rango BS&W

Salida analoga

Revise la correcta alarma de operación

TOTALIZADORES MONTADOS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

I

II

Versión: 1

Revisado por:

Inspeccione visualmente el totalizador para:

A

Montaje correcto

B

Cableado solido y correcto

C

Daños visibles

Fabricante: Numero de modelo:

III

Relacione los planos del sistema y los manuales de operación del equipo requeridos para el totalizador. Complete una prueba funcional de cada unidad, indicando la conformidad y la correcta operación con una marca de revision

Numero de etiqueta

Numero de serie

Demanda local

Conservar memoria

DIP cambio de ajuste*

* Registre el cambio de orientacion con flechas indicando la direccion ( ↑↓) del interruptor de cierre. Verifique que los ajustes DIP son incluidos en los planos.

Visualizacion local

Reajuste local

Pulso de salida

Factor de ajuste de registro

HOJA DE PRUEBA PARA BOMBAS Y MOTORES VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Revisado por:

I.

Relaciones los planos del sistema y los manuales del equipo requeridos para la configuración y la revision operativa.

II.

Complete la siguiente información: p g

III.

Versión: 1

Revisar

las correctas conexiones y confirmar la correcta selección de voltaje para los requisitos del sistema.

Revisar

el correcto control de voltaje (contactor / voltaje de la bobina de arranque) para los requisitos del sistema.

Revisar

la instalación del acople entre el motor y la bomba y la alineación entre motor / bomba

Revisar

la correcta instalación / rotación de la bomba

Complete la siguiente tabla:

Revision correcta Numero de etiqueta

IV.

Numero de modelo de la bomba

V.

Numero de serie de la bomba

Encendido / Bobina del contactor Volts

Potencia Volts

Sobrecarga de protección

Bomba rotacion dirección

Mecanismos de aceite / lubricación

Operación Manual

Indicacion Auto

Local

Real

PRUEBAS PARA VALVULAS DE CONTROL DE FLUJO / ACTUADORES VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Versión: 1

Revisado por:

1

Numero de válvulas de control de flujo en el patin:

2

Fabricante:

3

Numero de diagrama de cableado:

4

Fuente de energía del actuador: Hidráulico / neumático / eléctrico / otros:

5

Potencia requerida del actuador:

6

Requisito de la señal de control del actuador:

7

Verificacion de los actuadores / válvulas:

A

Aplicar apropiadamente la fuente de energia

B

Aplicar apropiadamente la señal de salida

C

Completar la tabla que figura a continuación:

Numero de modelo:

Posición de falla (abierta, cerrada) Numero de etiqueta

Señal

IV

Numero de modelo de la bomba

V

Numero de serie de la bomba

Requisitos de entrada (mA)

Indicador de la posicion correcta

Numero de serie Energía

Cerrado

Abierto

Cerrado

Abierto

PRUEBAS PARA OPERADOR DESVIADOR DE CUATRO VIAS VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018

Fecha:


Versión: 1

Revisado por:

Registre la siquiente información requerida:

1

Fabricante:

2

Numero de serie:

3

Tipo de operador: Eléctrico / Hidráulico / Otros:

4

Energia requerida:

5

Verificacion de operación:

Numero de modelo:

Numero de etiqueta:

Numero de diagrama de cableado:

Requisitos de control de señal:

Energia suministrada:

A

Aplicar apropiadamente la fuente de energía

B

Aplicar apropiadamente el control de señal (s)

C

Revisar

los items abajo para indicar las funciones correctas:

Interruptores de límite establecidos apropiadamente

Interruptores de limite que se superponen durante el recorrido

Señal invertida enviada para cierre rápido o dirección

Límite para limitar el ciclo de tiempo de la valvula:

Revisar la caja de cambios de lubricación.

Operación local compatible / aplicable

Control local, comando adelante

Control local, comando reversa

Control local, estado adelante

Control local, estado reversa

Operación compatible remoto / aplicable

Control remoto, comando adelante

Control remoto, comando reversa

Control remoto, estado adelante

Control remoto, estado reversa

segundos a

Hz.

HOJA DE PRUEBA DE SWITCH DE DETECTOR VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

Versión: 1

Revisado por:

Registre la siquiente información:

Fabricante:

Numero de modelo:

Numero de etiqueta :

Numero de serie:


Numero de serie:


Numero de serie:


Numero de serie:

Complete la siguiente informacion, indicando la conformidad de los requisitos del sistema con una marca de revision

:

Inspeccione visualmente cada interruptor detectado. Pruebe que las conexiones conduits no estan causando torque o estrés en la caja de conduletas. (Verificar la desconexion de la conduit).

Revise las conexiones de cableado para conformidad con los planos electricos.

Verifique el correcto etiquetado de los P&ID

TERMINACION DE PRUEBA PATIN VICEPRESIDENCIA DE SERVICIOS Y TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-VST-P-INS-ET-018


Fecha:

1

Revisado por:

Este documento verifica que los siguientes patines han sido probados y encontrados satisfactoriamente.

Nombre del patín

2

Versión: 1

Las siguientes pruebas que se indican con una marca

Fecha

se han realizado.

Comprobar la continuidad del cableado

Aplicar inhibidores de oxido para todos los instrumentos y actuadores apropiadamente.

Establecer límites a todos los actuadores

Aplicar energia y señal para los actuadores y operar en el modo local y remoto.

Revisar las cajas de conexionado para el etiquetado completo y correcto

Revisar el conduit para una correcta instalación.

Revisar los transmisores de proceso para la operación

Revisar todas las válvulas de control de flujo para la operación

Fabricante



Versión: 1

ANEXO G CRONOGRAMA PARA PROYECTOS

CRONOGRAMA DE HITOS PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO DE MEDICIÓN

Tiempo de duración en meses Item 1

Descripción de la actividad Identificación de la oportunidad de negocio y/o actualización técnologica

2

Presentación a comité de Aprobación de proyectos y aprobación

3

Especificaciones técnicas e inicio de proceso de licitación ingeniería conceptual

4

Recibo de propuestas y adjudicación de la ingeniería conceptual

5

Inicio, desarrollo y recibo de entregables de ingeniería conceptual

6

Presentación de evaluación de alternativas (fase 2) al comite de Aprobación de proyectos para aprobación.

7

Especificaciones técnicas e inicio de proceso de licitación ingeniería básica.

8

Recibo de propuestas y adjudicación de la ingeniería básica

9

Inicio, desarrollo y recibo de entregables de ingeniería básica

10

Presentación al comité de Aprobación de proyectos resultados de ingenieria básica y/o aprobación (fase 3) la definición del proyecto, autorizando compra de materiales de larga entrega con especificaciones de ingeniería básica.

11

Especificaciones técnicas e inicio de proceso de licitación ingeniería de detalle.

12

Recibo de propuestas y adjudicación de la ingeniería de detalle

13

Inicio de proceso de compra con especificaciones técnicas de la ingeniería básica

14

Adjudicación de licitaciones de compra con soporte de la compañía de ingeniería que realizo la básica

15

Fabricación y entrega de equipos de larga entrega y seguimiento al proceso

16

Transporte internacional, nacionalización, transporte local y desmonte en sitio

17

Inicio, desarrollo y recibo de entregables de ingeniería de detalle

18

Especificaciones técnicas e inicio de proceso de licitación construcción, interventoría, control de calidad, HSE.

19

Recibo de propuestas y adjudicación de contratos de construcción, etc.

20

Desarrollo de los contratos

21

Precommissioning

22

Commissionig

23

Puesta en operación y entrega operaciones

24

Acompanamiento de empresa de ingenieria de detalle para la construcción TQs

25

Cierre y finalización del proyecto

26 27 28 29

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26



Versión: 1

ANEXO H1, H2 Y H3.

HOJA DE DATOS PARA SISTEMA DE MEDICIÓN PAQUETIZADOS ANEXO H2 SDRL (Lista de requisitos de documentos de proveedores) WAO= Semanas despues de PO WBD = Semanas antes del envio Presentacion WAO Resultado preliminar de los datos de interface crítico WAO Proyecto específico para la oferta Típico de oferta A = CONTROL DE DOCUMENTOS A01 CALENDARIO DE DOCUMENTO DE PROVEEDOR A02 FABRICACION/CALENDARIO DE PRODUCCION INFORME DE PROGRESO ‐ INICAL A03 ("completo" cada 4 semanas, nuevos o eventos significativos cada 2 semanas) A04 A08 B = ARREGLOS

WAD = Semanas despues del despacho WBT = Semanas antes de la prueba

X X

2 4 4

12

ITEMS COMPRADOS/SUB ORDEN DE COPIAS (Solo subordenes principales) LISTA DE SUBVENDEDORES

X

4

12

GA DIBUJOS ‐ PAQUETES DE MECANICA

X

4

8

(Incluidos diseños y montajes de los dibujos) GA DIBUJOS ‐ PANEL DE MEDICION

X

4

8

6

12 8 12

B01 B02 (Incluidos delante y detrás del panel) B05 BASE/SOPORTE DE ARREGLOS B07 CALENDARIO DE INSTRUMENTOS B08 DISEÑO DE INSTRUMENTOS C = DISEÑO DE SISTEMAS Y & FICHAS DE DATOS C01 DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTOS C03 DIAGRAMAS DE UNA LINEA ELECTRICA C05 REQUERIMIENTOS UTILIZADOS C06 FICHAS DE DATOS DE PESO C07 FICHA DE DATOS DE EQUIPOS C11 FICHAS DE DATOS DE INSTRUMENTOS FDS COMPUTADOR DE CONTROL Y Medición C12A C12B FDS PAQUETE MECANICO C13 CALENDARIO DE TERMINALES DE PUNTO D = DETALLES DE DIBUJOS D01 LISTAS DE DETALLES DE DIAGRAMAS Y MATERIALES (incl. en K01) D02 DIAGRAMAS DE CIRCUITO DEL PANEL D09 FORMATO DE PLACA DE DIBUJOS E = E & I ESQUEMATICOS E04 DIAGRAMAS DE INTERCONECCIONES ELEC/INST E05 LISTA DE CABLES E06 INSTRUMENTOS HOOK UPS E07 DIAGRAMAS DE INSTRUMENTOS DE LAZOS F = CALCULO Y DATOS DE RENDIMIENTO F02 SISTEMAS DE MEDICION FISCAL (FLUJO) CALULOS. CALCULOS DE LA BASE DE SOPORTE F03 (incluidos los calculos de la estructura de acero) F06 CALCULOS DE CAIDA DE PRESION F07 CALCULOS DE FRECUENCIA DE TERMOPOZOS F08 CALCULOS DE SISTEMAS DE INCERTIDUMBRE F10 CALCULOS DE INSTRUMENTOS ( Valvulas, TWs etc.) F11 CALCULOS DE ANALISIS DE ESTRÉS G =MANIPULACION, EMBALAJE, PRESERVACION Y ALMACENAMIENTO G02 PROCEDIMIENTO DE PRESERVACION PROCEDIMIENTO DE ENVIO Y MANIPULACION G03 PROCEDIMIENTO DE EMBALAJE G04 G05 PROCEDIMIENTO DE ALMACENAMIENTO H = PROCEDIMIENTO DE FABRICACION H03 PROCEDIMIENTO DE RENDIMIENTO Y PRUEBA DE ACEPTACION H04 PROCEDIMIENTOS DE LIMPIEZA DE SUPERFICIEPRE. FORRO/PINTURA H06 PROCEDIMIENTO NDE ESPECIFICACION DE PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA H07 H08 REGISTROS DE CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA H09 PROCEDIMIENTOS DE TRATAMIENTOS TERMICOS

X X X

6 4 6 8 8 10 12

‐ 16

4 10 10 12 8 14 14 14 6 ‐ 16 24 16 16 18 14

X

8 8

12 14

8

12 12 12 16 16 20 20 20 20 12WBD 16 16 10 10 12



Versión: 1

SDR (Lista de requisitos de documentos de proveedores) WAO= Semanas despues de PO WBD = Semanas antes del envio

WAD = Semanas despues del despacho WBT = Semanas antes de la prueba

Presentacion WAO Resultado preliminar de los datos de interface critico WAO Proyecto especifico para la oferta Tipico de oferta J = INSTALACION, MARCHA, FUNCIONAMIENTO Y MANTENIMIENTO; SPARES OPERACIÓN Y MENTENIMIENTO MANUAL (Tabla de contenido para J01 en temas preliminares) J01 (incluido procedimientos de instalacion, marcha, funcionamiento y mantenimiento) J02 REPUESTOS‐ MARCHA J03 REPUESTOS ‐ FUNCIONAMIENTO DE 2 AÑOS J04 PROCEDIMIENTOS DE PREARRANQUE/ARRANQUE CATALOGOS DE PROVEEDORES J05 J06 LISTA DE HERRAMIENTAS ESPECIALES K = PRESENTACION DEL MATERIAL CERTIFICADO LIBRO DE DATOS DE FABRICACION (Tabla de contenidos para K01 en temas preliminares) (K01 es un documento continuo/revision durante el proyecto) (incluidos certificados para areas peligrosas, pruebas, tratamientos termicos y prueba de materiales) REGISTROS DE PRUEBAS E INSPECCIONES (incluido en K01, incorporando registros para: L01 L02 prueba de impulso de voltaje, prueba de circuitos electricos cortos, L03 rendimiento/pruebas de aceptacion, B/O pruebas de instrumentos L05 resultados, ensayos de dureza, NDT) L09 (incluidos certificados para: equipos de levantamiento, calidad de soldadura, NDT calidad de operacion, pruebas de instrumentos, peso,concesiones, L10 L11 tipo de pruebas. Tambien planes de inspeccion.) M = DOCUMENTOS DE ENVIO Y EMBALAJE M01 DOCUMENTOS DE ENVIO Y EMBALAJE Q = PLAN DE CALIDAD Q01 PLAN DE CALIDAD (incluidos los programas de inspeccion)

8

2WAD

14

18WBD 18WBD 24 2WAD 18

8

8WAD

X X X X

8

0WAD X

4

8



Versión: 1

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Versión: 01

ECP‐VSM‐F‐000

Fecha Aprobación: Julio de 2009

Pagina 1 de 5

GERENCIA DE PLANEACION Y SUMINISTRO FORMATO DE ESPECIFICACIONES FUNCIONALES PARA PAQUETES DE MEDICION DE LIQUIDOS ANEXO H3 Proyecto: Paquete: Tag:

Cantidad: Fecha:

Minimun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

Normal

MEDIO AMBIENTE ‐ EQUIPO DE CAMPO Ubicación Temperatura ambiente (°C) Humedad relativa (RH %) Velocidad del viento (m/s) Aceleracion de las cargas ‐ vert/horiz (g) Vibracion Inclinacion ( ° ) Balanceo (°) Cargas nieve / hielo (mm) Contaminantes en el aire MEDIO AMBIENTE ‐ PANEL DE EQUIPO Ubicación Temperatura ambiente (°C) Humedad relativa (RH %) Contaminantes en el aire DATOS DE PROCESO Tipo de liquido Presión manométrica de operacion (bar) min ? norm ? max Temperatura de operacion (°C) min ? norm ? max Viscosidad (cP) min ? norm ? max Densidad (Kg/m 3) min ? norm ? max Condiciones estandar de flujo @ (m 3 /h) min ? norm ? max (Referencia / Condiciones estandar = 1.01325 bar abs. & 15 °C) Punto de cera (°C) min ? norm ? max Punto de congelacion (°C) min ? norm ? max Presion de vapor (bar abs.) min ? norm ? max Caida de presion aceptable en la estacion (bar) Pulsaciones de presion Insignificante Contaminantes solidos Insignificante Gas surges Insignificante Insignificante Componentes de corrosión CRITERIOS DE DISEÑO Especificaicones de las tuberias de proceso Presion de diseño (bar g) Clase de las tuberias de presion Temperatura de diseño (°C) (Nota: Tomar en caso de stress la maxima tuberia coincidente con los peores extremos min/max. De ambos P & T) NACE MR‐01‐75 cumplimientos requeridos Si No Tolerancia de corrosion (mm) Material / grado Codigo de diseño de las tuberias Soldaduras de la tuberia: Soldaduras de la tuberia principal de proceso Soldaduras del drenaje cerrado Soldaduras de la valvula verrada soldaduras del drenaje abierto Tuberia de union Instrumentos conectados a la tuberia de proceso Conexiones roscadas‐ tuberia de proceso Conexiones roscadas‐ equipos Estructura Equipos de montaje Bandejas de goteo Disposicion de cimentacion Ver Apenice. D

Maximum



Versión: 1

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Versión : 01

ECP‐VSM‐F‐000

GERENCIA DE PLANEACION Y SUMINISTRO FORMATO DE ESPECIFICACIONES FUNCIONALES PARA PAQUETES DE MEDICION DE LIQUIDOS

Fecha Aprobación Julio de 2009

Proyecto:

Cantidad:

Paquete:

Fecha:

:

Pagina 2 de 5

Tag: 54 55

Especificacion de pintura

56 57 58 59 60 61

Levantamiento / Transporte Cargas de aceleracion impuestas ‐ vert / horiz (g) Equipos de levantamiento Accesorios de compradores de levantamiento Limites de transporte de levantamiento Altura por encima del gancho (m)

62 63 64 65 66 67

Facilidades Potencia ‐ campo Control ‐ Campo Potencia ‐ panel Instrumento de aire (barg) Hidraulicos ‐ Fluido / presion (barg)

68 69 70 71 72 73 74 75 76 77

Clasificacion de zonas peligrosas Clasificacion de zona en campo Clasificacion de equipos en campo Zona de clasificacion del panel Clasificacion de equipos de campo Autoridad de certificacion / Estandar Metodo de proteccion ‐ potencia Metodo de proteccion ‐ instrumentos Proteccion de entrada ‐ Campo Proteccion de entrada ‐ panel

78

Especificacion de instrumentos

79

Materiales humedecidos (preferencial)

80

82 83 84 85 86 87

Instrumentos de cabezal / caja Encerramientos de instrumentos en otros lugares) Dimension de tubos de impulso Filosofia de aislamiento Procesos de los anillos externos, etc. valvulas Drenajes Instrumentos

88 89 90 91 92

Filosofia de drenajes / Valvulas Drenajes ‐ procesos Drenajes ‐ Bandeja de goteo Valvulas Instalacion de deteccion de fugas

93

DESCRIPCION DE EQUIPOS ‐ CAMPO Medición de caudal Elementos de medicion Diseño de corridas de medicion Longitud recta ascendente (min) Elementos acondicionados aguas arriba Longitud recta aguas abajo (min)

81

Vendedor std

Otros

Dimensiones, Peso e Interfaces

Ver Apendice. D

(ubicación especifica

94 95 96 97 98 99 100

Probador

101

Descripcion

102 103 104 105

Numero de detectores (Solo tipos Bi/Uni‐ direccional ) Orientacion del piston (solo tipo compacto) Material de la esfera (Solo tipo Bi & Uni‐direccional) Facilidades para probador / máster meter

106

Valvulas principales de proceso

107

Corrida de medicion de entrada ‐ Valvula exterior

108

Sello de control

109

Corrida de medicion de entrada ‐ Valvula interior

Zona 2 Zona 1 IIA T3 Zona segura Zona segura CENELEC Eexe / Eexd Eexi IP66 min. IP42 min.

Otros Otros Otros Otros Otros Otros Otros Otros Otros

316 st. st. Otros 316 st. st.

Viton Vendedor std. Vendedor std.

GRP

Aislado

Calentado

10 mm od

6 mm od

Otros

Individual Individual Individual Individual

DB & B DB & B DB & B DB & B

Spectacle Spectacle Spectacle Spectacle

Local Local Local Ninguno

Drenajes cerrados Drenajes cerrados Drenajes cerrados Mirilla

Drenajes abiertos Drenajes abiertos

Turbina IP stds.

Coriolis

PD meter

Ninguna Compacto 2 Vertical Polyurethane Instalado

Bi‐direccional Máster meter 4 Horizontal Viton Solo facilidades

Uni‐direccional

VTA VTA VTA

Sello unico Accionado None Single seal Accionado

DB&B Switch de posicion Manual DB&B Switch de posicion

Alta integridad Body bleed Automatico Alta integridad Ninguna

Buna

PI assembly

Si 5D


Proyecto: Paquete: Tag: 110 Sello de control 111 Corrida de calibración de salida ‐ Válvula interior 112 Sello de control 113 Corrida de calibración de salida ‐ Válvula exterior 114 Sello de control Corrida de calibración extraída para el probador ‐ Válvula Interior Sello de control 116 Corrida de calibración extraida para el probador ‐ Válvula 117 exterior 118 Sello de control

115

119 Probador 4 vías con valvula desviadora 120 Sello de control 121 Probador de salida para cabezal de salida ‐ Válvula interior 122 Sello de control Probador de salida para cabezal de salida ‐ Válvula exterior 124 Sello de control

123

125 Tipo de actuador 126 Caudal balanceado / Válvulas de control 127 Descripcion 128 Tipo de actuador 129 130 131 132 133 134 135 136 137

Ubicación Otras válvulas Válvula / drenaje Proceso de bloque para intrumentos fuera Instrumentos de válvulas ‐ general Inst. válvulas ‐ DP instrumentos Válvula de alivio de presion Ubicación Tipo

138 Válvula de aislamiento 139 Proteccion de filtros de medición 140 Acceso del filtro 141 Condiciones del filtro del monitor Instrumentos de presión Medición de la corrida de la presion estatica PTs Precisión de referencia Serie duplicada (s) de PTs Indicador de la producción local por encima de los 146 transmisores 142 143 144 145

147 Encerramiento de instrumentos (GRP) 148 Descripcion de los manometros de presión 149 Encerramiento de instrumenots (GRP) 150 Instrumentos de temperatura 151 Corrida de medición de linea de temperatura TEs 152 Precisión de referencia Indicador de la producción local por encima de los 153 transmisores 154 Descripción de los manometros de temperatura 155 Sescripción de prueba de pozos y termopozos 156 157


Versión: 1

Cantidad: Fecha:

Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Alta integridad Ninguna Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Sello unico Accionado Ninguna Electrico Otros

Manual DB&B switch de posicion Manual DB&B Position switch Manual DB&B Position switch Manual DB&B Position switch Manual Accionado

Automatico Alta integridad Ninguna Automatic Alta integridad Body bleed Automatico Alta integridad Ninguna Automatico Alta integridad Body bleed Automatico Switch de posicion

Manual DB & B Position switch Manual DB & B Position switch Manual Aire neumatico

Automatico Alta integridad Ninguna Automatico Alta integridad Body bleed Automatico Hidraulico

Ninguna Electrico Otros Cada corrida de medicion

Mariposa Aire neumatico

Globo / Control Hidraulico

Vendedor std Vendedor std Aguja

Probador exteiror

BBB Soft seat

Corriente Thermal exp`sn Ninguna Bloqueada Si Cerrado Ninguna DPT

Probador Alivio de fuego Interior

Especial Exterior

No Cerrado rapido DPI

VTA DPSH

Convencional <± 0.1% Si

Smart 4‐20 mA VTA No

Si Ninguna Cubresol Tipo de seguridad 316ss case Ninguna Cubresol

No Aislado 316ss Tubo de Bourdon Fenolicos Aislado 316ss

4‐wire RTD BS1904

Smart 4‐20 mA VTA

Si

No

Hart digital

Heated 2 vlv manfld. DBBinst manfld Caliente

Hart digital

No requerido 1 Pieza forjada 316ss, 1‐1/2" nb brida, plug/chain para prueba de pozos, 1 de cada TE



Proyecto: Paquete: Tag: 158 Instrumentos de densidad 159 Descripción de los transductores de densidad 160 Número desactivado y ubicacion 161 Montaje 162 Protección ambiental 163 Precisión (Despues de la calibracion) (kg/m3) 164 Repetibilidad (kg/m3) 165 Partes humedas 166 167 168 169 170 171

Systema de muestra de bucle rapido ‐ Exterior Ubicación de entrada Bomba de bucle rápido Estación de control del pulsador del motor local Aislado / Caliente Mezcla aguas arriba

172 Ubicación de salida 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186

Equipos de Toma muestras Tipo Operando / Señalización Actuador Ubicación Sonda extraible bajo presión (Insertar solo directo) Toma muestras 24 hr grab Toma muestras 7 dias grab Aislado / Caliente

Cantidad: Fecha:

Si

No Cilindro vibrante del transductor de densidad 2 por corrida 1 en bucle rapido Linea de entrada Linea de salida Pozos,Instrumentos paralelos en linea montados Calorifugado Calentado

1 por corriente 2 en bucle rapido Encerramiento <± 0.1 <± 0.02 316ss Ni‐Span Si Linea de entrada Ninguna Ninguna Aislado Ninguna Linea de entrada Yes

Otros Otros No Linea de salida Individual Para otros Caliente Mezclador estatico Linea de salida Retorno LP de compradores No

Corrida de medicion Caliente /Modo de espera Suministro de vendedor No requerido Mezclador de chorro Corrida de medicion

Bucle externo Si Si Si Aislado

Direct insertion No No No Caliente

Ninguna

Si Botella plana Titanio No espera Proveedor Indicador local de llenado Sensor de alto‐alto llenado

No Presion constante

Facilidad de solo ubicacion Inoxidable st.

Receptores de muestreo

187 Receptores proporcionados 188 Descripción receptora 189 Receptor de espera ‐ Método de paso 190 Instalacion de prestación de precarga 191 Protección ambiental 192 Agua en monitor Oll 193 Descripción 194 Número desactivado y ubicación 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207

Versión: 1

Montaje Precisión (Despues de calibración) (% vol agua) Repetibilidad (%) Traza de calor / Aislado Trazado caliente Aislamiento térmico Aislamiento de protección personal Especificaciones de diseño e instalación Instalación eléctrica Instrumentos y cable de potencia Bandeja de cable

Si Microondas 1 por corriente 2 en bucle rapido

Manual Comprador Control lleno por pulsos grab No Capacidad 2 por corridas

<± 1

UKOOA std.Offshore Operators 316 st. st.

Otros Otros

Automatico Sensor de alto llenado

otros 1 en bucle rapido


Proyecto: Paquete: Tag: 208 209 210 211 212

COMPUTADORA DE CONTROL Y SISTEMA DE Medición Computadores de flujo Computadores de flujo autonomos Corrida de calibración por computador de flujo Supervisión / base de datos

214 Programacion de flujo multicorriente (Si aplica) 215 Tendencia histórica de datos 216 Interface de operador y comunicaciones 217 Sala de panel local 218 Remoto (ej. Sala de control central) Comunicaciones externas ‐ Serie/datos ‐ Cableado

220 Impresora 221 Panel de medición Prestación de terminaciones de instrumentos de campo en el 222 panel 223 Arreglo de panel 224 Acceso de panel e interfaces 225 Estado de válvula/Pulsador manual en el panel 226 Contadores electromecanicos no reseteable 227 Instalación de prueba y simulación en el panel 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252

Versión: 1

Cantidad: Fecha:

213 Base de datos de supervisión ‐ particular / doble espera caliente

219


PRUEBA DE CALIDAD / INSPECCIÓN Y DOCUMENTACIÓN Proveedor acreditado para el estándar de calidad ISO 9001 Certificaión autorizada CA diseño de revisión preliminar PID & GA Pruebas / Calibración Prueba hidrostática de todas las tuberias de retención de presión Tuberia principal de proceso HP Válvula y drenajes LP Válvula y drenajes Válvulas de proceso principal Proceso de pequeño calibre / drenaje / válvulas Instalación eléctrica Instrumentos de campo ‐ Facbricantes ‐ independiente / laboratorio Computador de control y sistema de medicion Computadores de flujo / supervisión de base de datos Completo montaje de sistema de medición Panel completo Enlace de interface y comms. Pruebas de SCADA/DCS Sistema completo FAT: Documentacion Material certificado por ISO 1024

Individual Individual

No Multiples

Ninguno Si Si

Particular No No

Espera caliente

Texto VDU Bola de guia Text VDU Trackerball Ninguno Ninguno Ninguno En panel Laserjet

Col. Graficas En panel Col. Graphics In panel Modbus Alarmas Particular Suelto Otros

Teclado Suelto Keyboard Suelto Otros Otros Dual Matriz de puntos

Vendedor Vendedor std Vendedor std Si Si Prueba de puntos solo en el panel

Otros Apendice. D2 Apendice. D2 No No Completo sistema instalado

Si

No

Si

No

DNV

100% 100% 100% 100%

Turbina Probador de volumen

10% 10% 10% Vendedor std. Para codigos nacionales Vendedor std. Para codigos nacionales Cable aislado, continuidad, tierra Cetificados de prueba y en patin de calibracion Coriolis PD medidor Otros

Prueba del sistema de flujo de agua y operación electromecanica del patin y enlaces del panel Ver adjunto SDRL(Lista de requisitos de documentos de proveedores) ‐ Anexo E 3.1.b. 3.1.c. Other



Versión: 1

ANEXO I. FORMATO OPCIONES DE NEGOCIOS

ECOPETROL S.A DIRECCIÓN DE GESTIÓN DE PROYECTOS

Versión: 01

ECP-DPY-F-020

FORMATO EVALUACIÓN FINANCIERA DE PROYECTOS OPCIONES DE NEGOCIO

Fecha divulgación: 28 de Abril de 2008

Pág 1 de 1

Flujo de Caja Libre, Caso Base MUSD Tasa de descuanto WAAC Tasa de impuestos Numero de iteraciones Año Periodo Precios Volumenes Ingresos Opex Totales Opex fijos Opex Variables Regalias Total costos

Tasa de reinversión

12%

2008 0

2009 1

2010 2

2011 3

2012 4

2013 5

2014 6

2015 7

2016 8

2017 9

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Margen Operativo (Utilidad Operativa)

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

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Depreciación Amortizaciones Total deducciones fiscales

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Utilidad antes de impuestos e intereses (E

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Inversiones (CAPEX) Equipos Mano de Obra Materiales Otros Capex valores del periodo 0 Capex acumulado al periodo 0

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2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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FLUJO DE CAJA + Utilidad antes de impuestos e intereses + Gastos no efectivos (Total deducciones EBITDA - Impuestos operativos - CAPEX - KTNO FLUJO DE CAJA LIBRE DEL PROYECTO FLUJO DE CAJA LIBRE EN VALORES DEL

VPN TIRM VALOR PRESENTE DE LA INVERSIÓN EFICIENCIA SOBRE LA INVERSIÓN PERIODO DE PAGO

0.00 $ #¡DIV/0! 0.00 $ ######### #########

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30



Versión: 1

P&P 2007-2011 PARÁMETROS MACROECONÓMICOS

Parámetros macroeconómios TRM Promedio año

Unidades 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 $Col/US 2,023 2,150 2,194 2,241 2,290 2,340 2,392 2,445 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499 2,499

TRM: Tasa representativa del mercado Fuente: BanRep, MinHacienda. Para TRM: UPN-CPP suponiendo la misma tendencia proyectada en Oct/06, actualizando 2006 (real) y 2007 (Ppto).

PRECIO WTI PORTAFOLIO

Unidades 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 USD

50

45

45

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30

30



Versión: 1

ANEXO J.

FORMATO DE EVALUACIÓN FINANCIERA PARA PROYECTO REQUERIDO PARA OPERAR



Versión: 1

ANEXO K. EJEMPLO DE DOCUMENTACIÓN DE PROYECTO DE MEJORA DE SISTEMA DE MEDICIÓN EN ESTACIÓN SANTOS

MEDICION DINAMICA

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