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VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia De Planeación Y Suministro MANUAL ÚNICO DE MEDICIÓN CAPITULO 11 FACTORES DE CORRECCION VOLUMETRICA

Versión: 00 Fecha : 01/09/2005

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MANUAL ÚNICO DE MEDICIÓN CAPITULO 11 FACTORES DE CORRECCION VOLUMETRICA


Este documento se validó en el Comité Táctico integrado por los líderes de medición de las áreas de negocio:

EDUARDO MOTTA RUEDA Líder Corporativo de Medición GPS – VSM

SARA ISABEL PARRA Líder de Medición GCB – VRP

Versión: 00 Fecha: 29/11/2004

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Aprobación

PABLO MOTTA CANDELA Gerente de Planeación Y Suministro – VSM

ERNESTO MIRANDA Jefe de Logística (e) GPS –VSM

NICOLÁS VALLE YI Líder de Medición VIT SERGIO HERRERA ESTEVEZ Líder Grupo Apoyo Legal VSM JULIO MARIO RUEDA CELIS Líder de Medición VPR MÓNICA PÉREZ Normativa Corporativa

FEDERICO MAYA Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM



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TABLA DE CONTENIDO

1.

OBJETO........................................................................................................ 8

2.

ALCANCE ..................................................................................................... 8

3.

GLOSARIO ................................................................................................... 8

4.

DOCUMENTOS DEROGADOS. NO APLICA ................................................ 8

5.

CONDICIONES GENERALES. NO APLICA .................................................. 8

6.

DESARROLLO ............................................................................................. 8 6.1 6.2 6.3

FACTORES DE CORRECCIÓN .......................................................................... 8 CARACTERÍSTICAS DE LAS TABLAS ........................................................... 890 EJEMPLOS DE UTILIZACIÓN DE TABLAS .................................................. 1590

7.

REGISTROS . NO APLICA ...................................................................... 1790

8.

CONTINGENCIAS . NO APLICA ............................................................. 1790

9.

BIBLIOGRAFÍA....................................................................................... 1790

10.

ANEXOS ................................................................................................. 1790



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1. OBJETO Promover y facilitar la utilización de las tablas apropiadas para determinar los factores de corrección por efecto de temperatura, presión y densidad.

2. ALCANCE Aplica a todas las áreas operativas que sean responsables de la Medición de Hidrocarburos para Transferencia de custodia control de inventarios, fiscalización y control operacional

3. GLOSARIO Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capitulo 1 del Manual Único de medición “Condiciones Generales” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual Único de Medición (MUM). 4. DOCUMENTOS DEROGADOS. No Aplica 5. CONDICIONES GENERALES. La versión de las tablas a utilizar debe consultar la normatividad legal vigente y/o las disposiciones internas de Ecopetrol.

De la correcta lectura de las tablas antes descritas depende el éxito del la confiabilidad de los datos que son liquidados

6. DESARROLLO A continuación se hace una breve descripción del contenido de las tablas que se encuentran en el capitulo 11 del Manual of Petroleum Measurement Standards- API MPMS o el ASTM 1250; con base en los valores dados en dichas tablas se puede calcular los factores de corrección expuestos en el Capítulo 12 del MUM denominado Calculo de Cantidades del petróleo”, tales como la gravedad API, la densidad relativa y el factor de corrección por temperatura y presión para Hidrocarburos La figura 1 ilustra las normas utilizadas para líquidos y los rangos de dichas tablas. 6.1

FACTORES DE CORRECCIÓN

Tabla 5 A: Factores de corrección volumétrica para crudos, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen I equivalente a la ASTM D-1250, IP-200



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Tabla 6 A Factores de corrección volumétrica por temperatura para crudos, se corrige el volumen a 60°F contra gravedad API a 60°F, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen I equivalente ASTM D-1250, IP-200 Tabla 5 B: Factores de corrección volumétrica para productos refinados del petróleo, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60 ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen II equivalente ASTM D-1250, IP-200 .688 Tabla

23E Tabla 23

.350

Tabla 23 A .611

.420(1952)

Densidad deFlujo A Rel.Dens.

Tabla 23 B .6535

Tabla

24E

Tabla24

.350 .500

1.076

.611

Tabla 24 B 1.076

.6535

Presión Factor CPL

11.2.1

11.2.2 .350

Temperatura Factor CTL

Tabla 24 A

.637

1.074

Figura 1. Tablas utilizadas para determinar los factores de corrección de volumen Tabla 6 B: Factores de corrección volumétrica por temperatura para productos refinados, se corrige el volumen a 60ºF contra Gravedad 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-II equivalente ASTM D-1250, IP-200 Tabla 6C: Factores de corrección volumétrica, para aplicaciones individuales y especiales, se corrige el volumen a 60°F, contra coeficientes de expansión térmica a 60°F. Debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-III equivalente ASTM D1250, IP-200 Tabla 23 A: Factores de corrección de la densidad relativa observada a densidad relativa 60ºF/ 60ºF para crudos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-IV equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 24 A: Factores de corrección volumétrica por temperatura contra la densidad relativa 60ºF/ 60ºF para crudos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenIV equivalente D-1250, IP-200.



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Tabla 23 B: Factores de corrección de la densidad relativa observada a densidad relativa 60ºF/ 60ºF para productos refinados del petróleo debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-V equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 24 B: Factores de corrección volumétrica por temperatura contra densidad relativa 60ºF/ 60ºF para productos refinados del petróleo, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-V equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 24 C: Factores de corrección volumétrica para aplicaciones especiales 60ºF contra coeficientes de expansión térmica a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VI equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 53 A: Factores de corrección volumétrica para crudos de una densidad observada a densidad a 60/60 grados, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VII equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 54 A: Factores de corrección volumétrica por temperatura para crudos a 60ºF contra densidad a 60ºF/60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenVII equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 53 B: Factores de corrección volumétrica para productos del petróleo de una densidad observada a densidad a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-VIII equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 54 B: Factores de corrección volumétrica por temperatura a densidad a 15ºC para productos refinados del petróleo, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenVIII equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 54 C: Factores de corrección volumétrica para aplicaciones especiales a 15ºC contra coeficientes de expansión térmica a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-IX equivalente ASTM D-1250, IP-200. Tabla 5D: Factores de corrección volumétrica para lubricantes, se corrige Gravedad API observada a Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-XIII equivalente ASTM D-1250. Tabla 6D: Factores de corrección volumétrica por temperatura para lubricantes, se corrige el volumen a 60ºF contra Gravedad API a 60ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Volumen-XIII equivalente ASTM D-1250. Tabla 53D: Factores de corrección volumétrica para lubricantes de una densidad observada a densidad a 15ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 VolumenXIV equivalente ASTM D-1250.



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Tabla 54D: Factores de corrección volumétrica por temperatura a densidad a 15ºC para lubricantes, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.1 Vol-XIV equivalente ASTM D1250.

Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de Gravedad API de 0-90º, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11. 2.1 Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de 638-1074 Kg/m 3, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2.1M Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de 0.350 a 0.637 densidad relativa (60ºF/60ºF) y temperatura de medición –50ºF a 140ºF, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 2 equivalente a la GPA 8286-86 Factores de compresibilidad para hidrocarburos Gas natural presión de vapor, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 2 adición. Factores de compresibilidad para hidrocarburos para un rango de densidad 350-637 Kg/m3 (15ºC) y una temperatura de medición –46ºC a 60ºC, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 2M equivalente a la GPA 8286M-86 Para las correcciones que se efectúan en los procedimientos de calibración con agua de probadores volumétricos, debe aplicar la norma API MPMS capitulo 11.2 sección 3.

6.2 

CARACTERÍSTICAS DE LAS TABLAS Las tablas 5 A y 5 B , dan valores de gravedad API para un fluído a 60°F, correspondiente a la gravedad API de ese fluído a temperaturas diferentes a 60°F. Se asume que las gravedades observadas se obtienen con un hidrómetro del vidrio.

Las medidas de la gravedad API a temperaturas diferentes a 60°F requieren dos correcciones: la primera por el cambio en el volumen del hidrómetro de vidrio con la temperatura y la segunda por el cambio en el volumen del producto con la temperatura. La primera corrección es necesaria porque el hidrómetro de vidrio es calibrado para 60ºF. Ambas correcciones son aplicadas en estas tablas. Los datos están representados en dos tablas para maximizar la exactitud mientras se mantiene la conveniencia de uso: La tabla 5 A Crudos en general La tabla 5 B Productos Refinados en genera l

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Tabla 6A, 6B y 6C dan los factores para convertir volúmenes de líquidos medidos a temperaturas observadas a su volumen correspondiente a 60ºF Los datos son representados por tres tablas al máximo de exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso: Tabla 6 A Crudos en general Tabla 6 B Productos Refinados en genera lTabla 6C Factores de corrección volumétrica para aplicaciones individuales y especiales (ver API MPMS Capitulo 11 volumen III) y se usan para determinar experimentalmente el coeficiente de expansión térmica.

Los rangos de temperatura de estas tablas son:

ºAPI ºF 0 a 40 0 a 300 40 a 50 0 a 250 50 a 100 0 a 200 Los limites de estas tablas son ilustrados en las figuras 1, 2 y 3, los valores y rangos mas utilizados se encuentran en el anexo 1 Figura 1

Figura 2



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Para valores de temperatura y gravedad API por fuera de los rangos que se muestran en las tablas, éstas no deben utilizarse. El incremento usado para determinar Gravedad API a 60ºF o determinar el factor de corrección de volumen según la tabla utilizada es 0.5ºF y 0.5º API, en las tablas 5A y 5B no se pretende interpolar la temperatura puesto que no hay un método practico de interpolación que genere la exactitud obtenida para el estándar. Sin embargo se puede hacer interpolación con la gravedad utilizando un decimal adicional (ver ejemplos); La interpolación no es requerida, cuando los resultados de las tablas 5A y 5B van a ser utilizadas como entradas de las tabla 6 A y 6B de acuerdo al liquido del petróleo utilizado. Es necesario tener en cuenta que para la tabla 6A y 6B la interpolación entre la temperatura para la misma gravedad debe realizarse de manera lineal partiendo de los valores leídos de las tablas. (ver ejemplos) 

La tablas 23 A, y 23B dan los valores de densidad relativa a 60/60ºF que corresponden a la densidad relativa de ese fluido temperaturas diferentes de 60ºF.



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Los datos son representados por dos tablas para máximizar la exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso: Tabla 23 A Crudos en general Tabla 23B Productos refinados en General 

La tablas 24 A, 24B y 24 C dan los factores para convertir volumen de liquido de petróleo a temperatura observada a su volumen correspondiente a 60ºF Los datos son representados por tres tablas para maximizar la exactitud mientras se mantenga la conveniencia de uso: Tabla 24 A Crudos en general Tabla 24 B Productos refinados en General Tabla 24 C Factores de corrección volumétrica para aplicaciones individuales y especiales (ver API MPMS Capitulo 11 volumen VI) y se usan para determinar experimentalmente el coeficiente de expansión térmica.

Los rangos de temperatura de estas tablas son: Densidad Relativa 60/60 ºF 0.8250 a 1.0760 0.7795 a 0.8250 0.6110 a 0.7795

ºF 0 a 300 0 a 250 0 a 200

Los limites de estas tablas son ilustrados en las figuras 3, 4 y 5, los valores y rangos mas utilizados se encuentran en el anexo 1 Figura 4

Figura 5

Para valores de temperatura y densidad relativa por fuera de los rangos que se muestran en las tablas, éstas no deben utilizarse .



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El incremento usado para determinar densidad relativa a 60ºF o determinar el factor de corrección de volumen según la tabla utilizada es 0.5ºF y 0.02 Densidad relativa. En las tablas 23 A y 23 B no se pretende interpolar la temperatura puesto que no hay un método practico de interpolación que genere la exactitud obtenida para el estándar. Sin embargo se puede hacer interpolación con la gravedad utilizando un decimal adicional (ver ejemplos); La interpolación no es requerida, cuando los resultados de las tablas 23 A y 23 B van a ser utilizadas como entradas de las tabla 24A y 24B de acuerdo al liquido del petróleo utilizado.

Es necesario tener en cuenta que para la tabla 24A y 24B la interpolación entre la temperatura para la misma densidad relativa debe realizarse de manera lineal partiendo de los valores leídos de las tablas. (ver ejemplos) 6.3

a

EJEMPLOS DE UTILIZACIÓN DE TABLAS

Si la lectura de un hidrómetro para un crudo de 72 ºF es 33.5º API, Que gravedad API es la del crudo corregido a 60ºF? Tome la tabla 5A “API Gravity at observed temperature” busque l a columna cuyo encabezado es 33.5 ºAPI. Lea hacia abajo en la columna de “Temp. F” hasta encontrar la fila 72ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente gravedad API a 60ºF es 32.6 ºAPI.

b

Si la lectura de un hidrómetro para un crudo de 42 ºF es 31.7º API, Que gravedad API es la del crudo corregido a 60ºF? Redondee 31.7ºAPI a 31.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, entonces el resultado es usado como entrada en la tabla 5A no se exige interpolac ión. busque en la tabla la columna “API Gravity at observed temperature” cuyo encabezado sea 31.5 ºAPI. A continuación en la columna denominada “Temp. F” Lea hacia abajo hasta encontrar la fila 42ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente gravedad API a 60ºF es 32.8 ºAPI.

c. Si la lectura de un hidrómetro para un crudo de 42 ºF es 4.9º API, Que gravedad API es la del crudo corregido a 60ºF? 

 

Tome la tabla 5A en la columna “API Gravity at Observed Temperature” busqu e el encabezado 4.5 ºAPI. A continuación en la columna “Temp.F” lea hacia abajo hasta encontrar la fila 42ºF, al cruzar la información el correspondiente Gravedad API a 60ºF es 5.2ºF asimismo note que para 5.0º API, el correspondiente API a 60ºF es 5.8ºF Interpolar sobre la gravedad


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(5.2 - 5.8) / (4.5 - 5.0) =1.2 1.2*(4.9 - 5.0) = - 0.12 

d

La gravedad a 60ºF corresponde a 4.9ºAPI a 42ºF es de 5.8 menos 0.12 o 5.68ºAPI

255.000 barriles de crudo medidos a 71.5º tiene una Gravedad API a 60ºF de 32.6º que volumen neto es a 60ºF? Redondee 32.6ºAPI a 32.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, no interpolar ubíquese en la tabla 6A en la columna “API Gravity at 60ºF” con el siguiente encabezado 32.5 API lea hacia bajo en la columna “Temp. F” hasta encontrar la fila 71.5ºF, al cruzar la fila con la información de la columna el factor de corrección volumétrico es 0.9947, con este dato se determina el volumen neto a 60ºF : 255000 * 0.9947= 253648.5 ó 253649 barriles netos de crudo.

e

70.000 barriles de Gasolina medidos a 75.5º tiene una Gravedad API a 60ºF de 61.4º que volumen neto es a 60ºF? Redondee 61.4ºAPI a 61.5ºAPI ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.5ºF, no interpolar ubíquese en la tabla 6B en la columna “API Gravity at 60ºF” con el siguiente encabezado 61.5 API lea hacia bajo en la columna “Temp. F” hasta encontrar la fila 75.5ºF, al cruzar la fila con la información de la columna el factor de corrección volumétrico es 0.9892, con este dato se determina el volumen neto a 60ºF : 70.000 * 0.9892= 69244 ó 69244 barriles de Gasolina.

f

Si la lectura de un hidrómetro para un combustible disel a 105 ºF indica una densidad relativa de 0.9426, Que densidad relativa es la del combustible corregido a 60ºF? Redondee 0.9426 a 0.9430 ; donde el incremento este lo mas cercano a 0.002, entonces el resultado es usado como entrada en la tabla 23B no se requiere interpolación. busque en la tabla la columna “Relative Density at Observed Temperature” cuyo encabezado sea 0.9430. A continuación en la columna denominada “Temp. F” Lea hacia abajo hasta encontrar la fila 105ºF, al cruzar la información de la fila con la columna, la correspondiente densidad relativa a 60/60ºF es 0.9596.

g

Si la lectura de un hidrómetro para un combustible diesel a 152 ºF indica una densidad relativa de 0.9420, Que densidad relativa es la del combustible corregido a 60ºF?

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 


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Tome la tabla 23B en la columna “Relative Density at Observed buscar el encabezado 0.9410 leer hacia abajo en la columna “Temp. F “ hasta encontrar la correspondiente fila con temperatura observada de 152ºF, cruzar la información, la correspondiente densidad relativa a 60/60ºF es 0.9749. Asimismo note que para densidad relativa de 0.9430, el correspondiente densidad relativa 60/60ºF es 0.9769 interpolar sobre la gravedad (0.9749 – 0.9769 ) / ( 0.9410 – 0.9430 ) = 1.0 (0.9430 – 0.9420 ) = 0.001



entonces la densidad relativa a 60/60ºF corresponde a 0.9420 a 152ºF es menos 0.001 o 0.9759.

0.9769

AGREGAR EJEMPLOS DE INTERPOLACION UTILIZANDO LAS TABLAS 6A, 6B, 24A Y 24B AGREGAR TABLA GPA PARA CORREGIR FASE VAPOR A FASE LIQUIDA DE GLP 7. REGISTROS . No aplica

8. CONTINGENCIAS . No aplica 9. BIBLIOGRAFÍA DIRECCIÓN DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión De La Normativa De Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01.. Versión 1. Colombia, 2004

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards. CHARTER 11. physical properties data (volume correction Factors), charter 11 section 1 temperature and pressure volume correction factors for generalized crude oils, refined products, and lubricating oil., charter 11.2.1 compressibility factors for hydrocarbons: 0-90º API gravity range. 10. ANEXOS No TITULO 1 Tablas de corrección (Nota: esta tablas estarán en la Intranet para ser consultadas directamente del API)

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