Sistemas de Medicion de Fluidos

SISTEMAS DE MEDICION DE FLUIDOS Sistemas de medicion de liquidos y gases Fundamentos de medicion: Objetivos Directos de la Medicion: Determinar la cantidad en volumen o peso de un producto dado Determinar la calidad de lo medido Determinar la cantidad de energia Registrar lo medido Aplicaciones: Control de Proceso Balance de Materia Checkeo y Verificacion Transferencia de Custodia Fundamentos de medicion: Caracteristicas del Fluido o Producto: Tipo o estado • Gas • Liquido • Mezcla de Fases Propiedades importantes • Viscosidad • Densidad • Gravedad Especifica Composicion • Cromatografia

• Analisis de Laboratorio Condiciones de Operacion o Linea. Presion Temperatura Condiciones ambientales Fundamentos de medici€n: Condiciones Base Presion: 1 atm (14.696 PSIA) Temperatura: 60.F Calculos de Volumen Volumen Bruto (VB) = Lectura directa sin compensacion alguna Volumen Grueso (VG) = Ajustado por el factor de medicion (intrinseco a cada medidor, instalacion, ruido, entorno, etc.) Volumen Grueso@ Temperatura Estandar (VGTE)= VG Ajustado por la Temperatura Volumen Grueso Estandar (VGE) = VGTE Ajustado por Presion Volumen Estandar (VE) = VGT Ajustado por la Calidad del Producto Calculos de Masa Masa = Volumen Grueso X Densidad Observada Masa = VGTE X Densidad de Referencia Caracteristicas de los Equipos de Medicion Pueden ser: • Por su naturaleza, la medida de caudal de flujo es una de las variables mas dificiles de medir por que no se la puede medir de forma directa como la presion y la temperatura

• El caudal de flujo se la obtiene de forma indirecta a traves de diferencias de presion en longitudes especificadas, velocidades de rotacion de elementos rotativos, velocidad de desplazamiento en camaras de medicion, etc. • Un medidor de flujo o dispositivo de medicion es caracterizado utilizando los siguientes parametros: • Precision • Rango • Repetitividad • Linealidad • Nivel de confianza Factores de Seleccion de Equipos de Medicion La seleccion de un dispositivo de medicion depende de: Precision del aparato Rango del caudal de flujo Rango de la temperatura y presion del flujo Fluido a ser medido Requerimientos de mantenimiento Vida esperada del dispositivo Costo inicial y de operación Por que medir un flujo?? Que entiende por: • Error ? • Exactitud ?? • Precision ??? • Calibracion????? • Incertidumbre ????

• Trazabilidad ?????? • Patron ?????? POR QUE MEDIR FLUJO? CONTROL E INDICACION -Incremento de la eficiencia del proceso, calidad del producto -Requiere exactitudes alrededor del 2 % PROTECCION Y ALARMA -Iniciar la parada de un equipo por variaciones en el flujo -Requiere exactitudes alrededor del 2 % VENTA DE PRODUCTOS -Medicion utilizada para calcular el pago por el producto entregado -Requiere exactitudes mejores al 1% UNIDAD LACT VENTA DE PRODUCTOS Costo de la incertidumbre: • Q = 100.000 Bls / dia • Costo del crudo = $ 20 / Barril VENTA DE PRODUCTOS Costo de la incertidumbre: • Q = 100 MMSCFD • Costo del gas = $ 5 / 1.000 SCF TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Operacion en la cual la posesion de un producto es entregada por una parte a otra bajo un determinado contrato o acuerdo. En ese punto se realiza el pago por el producto entregado. •componentes principales de un sistema de transferencia de custodia

BS&W(rechazo,crudo fuera de especificaciones)-sistema de medición-probador(cantidad)muestreo BS&W calidad Medición volumen-medicion de calidad-prueba unidades LACT UNIDAD LACT Siglas de LEASE AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER. Sistema diseñado para medir de forma automatica la cantidad y calidad de hidrocarburos entregados segun un acuerdo o contrato. Flujo, cantidad actual bruta-prepacion-analisis-medicion-cantidad estándar neta – verificación ERROR -Toda medicion posee un error asociado. -El error es la diferencia entre el valor de la medición realizada y el valor verdadero. -El valor verdadero es el resultado de una medicion perfecta la cual no puede ser realizada. Por tanto, se usa el valor convencionalmente verdadero. -El error total de una medicion tiene dos componentes: >El error sistematico >El error aleatorio INCERTIDUMBRE -Parámetro asociado con el resultado de una medición que caracteriza la dispersión de un valor que podría razonablemente ser atribuido al mesurando. -El cálculo de incertidumbre permite determinar un valor que indica la calidad de la medición. -Mientras menor sea el número mejor será la medición.Típicamente: >Mediciones operacionales < ± 5% >Mediciones para control < ± 2%

>Transferencia de custodia < ± 1% -A la evaluacion de la incertidumbre por medio del análisis estadistico de una serie de observaciones, se le denomina Evaluacion de la Incertidumbre Tipo A. La evaluacion de la incertidumbre por otros medios que no sean el analisis estadistico de una serie de observaciones se denomina Evaluacion de la Incertidumbre Tipo B.

EXACTITUD (“Accuracy”) La exactitud caracteriza la capacidad de instrumento para dar indicaciones aproximadas al valor verdadero, con errores sistemiticos y aleatorios cercanos a cero. a. Un porcentaje de la lectura: b. Un porcentaje de la escala completa: c. Directamente en unidades PRECISION La precision caracteriza la capacidad de instrumento para dar indicaciones aproximadas al valor verdadero, con errores aleatorios cercanos a cero. LOS TERMINOS EXACTITUD Y PRECISION NO DEBEN CONFUNDIRSE EXACTO PRECISO IMPRECISO PATRON Un patron es una medida materializada, un instrumento de medicion, un material de referencia o sistema de medición desatinado a definir, conservar o reproducir una unidad o uno o mas valores de una magnitud para servir de referencia.    

Masa patron de 1 Kg. Resistencia patron de 100 Ohm Amperimetro patron Gas de composicion patrón

CALIBRACION -Comparar la medicion de un instrumento con la indicación de otro instrumento considerado como Patron o Referencia con el proposito de determinar la desviacion. -El procedimiento para eliminar la desviacion detectada se conoce como Ajuste. -Los instrumentos patrones deben poseer una exactitud de 3 a 10 veces mejor que el instrumento a calibrar. TRAZABILIDAD Propiedad por la cual el resultado de una medicion o el valor de un patron puede ser relacionado a los patrones de referencia a traves de una cadena ininterrumpida de comparaciones. PATRON PRIMARIO aceptado com exacto

PATRON SECUNDARIO calibrar patrones de trabajo PATRON DE TRABAJO calibrar instrumentos de campo INSTRUMENTOS DE MEDICION CONDICIONES ESTANDAR Se refiere a 60°F (15° C) de temperatura y Presion atmosferica (0 psig). En el caso de liquidos con una presion de equilibrio superior a 0 psig a 60 .F, las condiciones estandar serán 60°F y la presion de equilibrio del liquido a 60 °F. VOLUMEN BRUTO Es el volumen indicado por el medidor ya multiplicado por el factor del medidor, MF. VOLUMEN BRUTO = (LECTURA FINAL-LECTURA INICIAL) x MF TEMPERATURA DE OPERACION PRESION DE OPERACIÓN CRUDO AGUA Y SEDIMENTO VOLUMEN BRUTO ESTANDAR Es el volumen bruto corregido a la temperatura y presion estandar.  

El factor de correccion por T se conoce como CTL El factor de correccion por P se conoce como CPL

VOLUMEN BRUTO ESTANDAR =VOLUMEN BRUTO x CTL x CPL 60 °F 0 PSIG CRUDO AGUA Y SEDIMENTO VOLUMEN NETO ESTANDAR Es el volumen bruto estandar del cual se ha deducido el % de agua y sedimento presente. El factor de correccion por agua y sedimento, CSW, viene dado por: CSW = (1 - % AyS) VOLUMEN NETO ESTANDAR =VOLUMEN BRUTO x CTL x CPL x CSW 60°F 0 psig volumen neto agua sedimento TRANSFERENCIA DE CUSTODIA LEYES Y NORMAS CARACTERISTICAS

  



Una norma es un documento escrito que establece las bases tecnicas asociadas a un dispositivo o procedimiento. Las normas son el producto de la experiencia acumulada y el conocimiento presente de la humanidad. Establecen y definen la terminologia; aseguran la funcionalidad de las especificaciones y la intercambiabilidad de partes; definen y cuantifican los factores que afectan el desempeño de los equipos y procedimientos. Las normas deben ser utilizadas como la columna vertebral para la elaboracion de los contratos de transferencia de custodia.

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA EL CONTRATO REQUERIMIENTOS CONTRACTUALES La estacion de medicion   

La propiedad y responsabilidades para el diseño, instalacion, operacion y mantenimiento de la estacion de medicion deben ser establecidas para cada una de las partes. El metodo y nivel de acceso de cada una de las partes a la estacion de medicion asi como las acciones a tomar por su violacion deben ser establecidas. La frecuencia y tipo de certificaciones y verificaciones deben ser definidas.

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA REQUERIMIENTOS GENERALES CONDICIONES DE ENTREGA   

El volumen transferido debe ser calculado a condiciones estandar de presion y temperatura. El producto entregado será calculado considerando el volumen neto estandar. En el caso de hidrocarburos liquidos, el producto medido debe ser estable para evitar perdidas anormales por evaporaciones posteriores.

CONDICIONES DE ENTREGA PRESION DE SEPARACION Livianos medidos como liquido a presion de operacion se evaporan al alcanzar presion atmosferica produciendo perdidas anormales. FLUIDO INESTABLE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA REQUERIMIENTOS GENERALES CERTIFICACIONES

      

La frecuencia y metodos de las certificaciones dependera de las condiciones del proceso y del tipo de medidores utilizados y debe ser establecido y acordado entre las partes. La certificacion es el “procedimiento por el cual una tercera parte asegura por escrito que un producto, proceso o persona esta conforme con los requisitos especificados”. La certificacion de un medidor supone la emision de un documento que demuestra que el medidor cumple con los requisitos de exactitud exigidos y establecidos en el contrato. La certificacion deben ser realizadas utilizando patrones que posean trazabilidad a patrones nacionales o internacionales. Se recomienda que la certificacion de los medidores sea emitida por un organismo acreditado. La acreditacion “es el procedimiento por el cual un organismo autorizado otorga reconocimiento formal a un organismo competente para efectuar tareas especificas”. Para el Centro de Comercio Internacional “la acreditacion es un reconocimiento formal de la competencia”.

Metodos de Medicion de Flujo • Metodo de Diferencia de Presion

on

• Medidores de Desplazamiento

• Medidores del Tipo Turbina • Medidores de Rotametro • Medidores de ultrasonido Placa de orificio Los dispositivos basados en placas de orificio DEDUCE el flujo midiendo en la caida de presion generada en la restricción. Las placas de orificio se recomiendan para los líquidos limpios, gases y los

flujos de baja velocidad del vapor. Se basa en tecnología probada y es conveniente para las aplicaciones de la temperatura alta y de la presión Elementos de Diseño y Selección de Medidores de Placa de Orificio Localización de Puntos de Medición - Tipo flange (flange type) - Tipo tuberia (pipe type) 0,2≤β=d/D≤0,67 flange taps t≤1/50 D 0,15≤β=d/D≤0,7 flange taps t≤1/8 d Vena contracta Tipo esquina Sección de Estabilización de Flujo Tamaño y Localización del Orificio Medida de Presión y Registro • Una placa orificio es una restricción con una abertura más pequeña que el diámetro de la cañería en la que esta. inserta. La placa orificio típica presenta un orificio concéntrico, de bordes agudos. Debido a la menor sección, la velocidad del fluido aumenta, causando la correspondiente disminución de la presión. El caudal puede calcularse a partir de la medición de la caida de presión en la placa orificio, P1-P3. La placa orificio es el sensor de caudal más comúnmente utilizado, pero presenta una presión no recuperable muy grande, debido a la turbulencia alrededor de la placa, ocasionando un alto consumo de energía Medidor másico de efecto coriolis gas El Medidor Másico Deduce la Masa del Fluido midiendo las Fuerzas Coriolis generadas en sus Tubos vibratorios Medidor másico de efecto coriolis líquidos

Sin Flujo Con Flujo

El Medidor Másico Deduce la Masa del Fluido midiendo las Fuerzas Coriolis generadas en sus Tubos Vibratorios Medidor másico de efecto coriolis líquidos VENTAJAS: •Lecturas Másicas Directas •Provee otras Variables •Bajo Mantenimiento DESVENTAJAS: •Requiere T y P para volumen. •Alta Caída de Presión •Limitado Flujo Máximo •Sensible a Gas / Aire en la Línea •Sensible a la Forma de Instalación •Precisión y Repetitividad Variables •Baja inercia / Cero inestable

Medidores masicos

Venturi y Tobera: Los Dispositivos basados en Venturis / Toberas Deducen el Flujo midiendo la Caída de Presión generada en la Restricción Medidor de Turbinas para gas; La Turbina Deduce el Flujo midiendo la Velocidad del Rotor. Medidor de Turbinas para liquidos; La Turbina Deduce el Flujo midiendo la Velocidad del Rotor.

Medidor de Turbinas para Líquidos

Turbina Convencional VENTAJAS •Costo Inicial •Bajo Mantenimiento •Maneja Altos Flujos DESVENTAJAS - Maneja Bajas Viscosidades - Sensible a Cambios de Viscosidad - Requiere Calibraciones Frecuentes - Requiere Flujo Turbulento - Requiere Acondicionadores de Flujo - Requiere Contrapresión Mínima DESVENTAJAS •Las Mismas de otras Turbinas •Menor Resolución •Más Costosa que la Turbina C. Turbina Convencional vs. Helicoidal Turbina Helicoidal VENTAJAS •Maneja Viscosidades Med. •Maneja Altos Flujos •Mecanismo Interno en Carcaza Doble •Bajo Mantenimiento

Flujometros ultrasónicos

El Medidor Ultrasónico Deduce el Flujo midiendo el Tiempo de Tránsito del Sonido entre dos Transductores Características .nicas: Transferencia de custodia; conveniente para petróleo y productos de petróleo, calcula costos, Error en medición ≤ 0,15 % del valor medido. Aprobado por la OILM directiva 117 Estabilidad a largo plazo, ninguna calibración, cero mantenimiento, ninguna pieza móvil, ningún desgaste, etc.. Principios de medición: Se basa en el principio de la relación de tiempo y espacio de la emisión y recepción de ondas sonoras, considerando dos electrodos. Esta relación es proporcional a la velocidad. El orden de precisión es de 0,05% a 0,1%. Medidor de Tipo Ultrasónico en Ducto de 24”

PD METER. El Medidor de DP mide el Volumen Directamente contando las Revoluciones del Rotor Costo elevado, elementos mecánicos, requiere buen filtrado, se puede reparar. Altamente confiable, viscosidades mas altas que turbina, y temperaturas elevadas 125 a 200 .F (52 – 90 .C.), simples y sencillos de operar, se da.an con arranques bruscos, si se atasca anula el flujo. Vertical Rotary meter

Rotary Vane meter

Para líquidos: El Medidor de DP mide el Volumen Directamente contando las Revoluciones del Rotor. Baja perdida de carga, baja fricción mecánica, alto torque para accesorios, no se engrana con las partículas.

Desplazamiento positivo de líquidos

Partes: liquido, recorrido de alabes, alabe, leva, cámara de medición, carcaza del medidor, rodamiento del alabe, rotor, bloque. Deslizamiento *típicamente para un fluido de 2 cP, el 99,7% del producto es desplazado y el 0,3% se desliza. *Por arriba de 20 cP, prácticamente todo el producto es desplazado y nada se desliza Ventajas *Inmune a cambios de viscosidad *Extremadamente estable *Baja Caida de presión *Maneja altas/Med. Viscosidades *Opera sin alimentación externa Desventajas *Costo inicial *Muchas Partes móviles *sensible a Bolsas de gas/aire

Medición de nivel Concepto de nivel: nivel puede ser considerado la altura de una columna de líquido o de un sólido en el interior de un tanque o recipiente (volumen). El nivel no se aplica a gases. La medición de tanques es el nombre genérico dado a la cuantificación estática del volumen de liquido a granel en tanques de almacenamiento. Se reconocen dos métodos: • Un sistema de medición basado en el volumen que contiene el recipiente con 2 variables básicas que son el nivel y la temperatura Un sistema de medición basado en la masa contenida por el recipiente usando la variable obtenida por la medición de la presión de la columna de liquido.

Cualquiera sea el método utilizado, la exactitud es de vital importancia cuando se trata de inventarios para transferencia de custodia. Se mide el nivel principalmente por lo siguiente: Inventario Transferencia de custodia. Seguridad. Economía. Inventario: una razón importante es; mantener un historial de inventarios en términos de masa o volumen, el usuario debe saber la cantidad disponible para un proceso de operación o transferencia. Transferencia de custodia: en la industria del petróleo se hace la compra y venta, basadas en la medición de nivel de tanques de almacenaje, previamente arqueados (conciliación del recipiente) por un organismo regulador nacional (Ibmetro). Economía: el nivel de incertidumbre en la medición afectara en forma negativa o positiva en el volumen y precio para ambos. la medición precisa de nivel puede aumentar la eficiencia y economía de la planta Seguridad: el desconocimiento de la capacidad nominal de recipientes que albergan volúmenes desconocidos representan un peligro, debido principalmente a las propiedades del liquido a almacenar.

Técnicas de medición Medición manual. Generalmente se realiza con cinta de inmersión , regleta o vara de profundidad y medidor electrónico portátil. Las ventajas son; simplicidad en medición, control de errores, facilidad por que es un medición directa.

Las desventajas: bastantes riesgos para el operador que hace las mediciones por factores, medioambientales y del producto. Además para que la medición sea precisa el operador debe seguir procedimientos estrictos para minimizar errores sistemáticos. Y los instrumentos deben ser calibrados periódicamente con su respectiva certificación. Medición automática: la intervención del operador es mínima, no necesita subir al tanque exponerse a la intemperie y a las emanaciones del producto. Las desventajas para medición automática es que el sistema de medición esta compuesto de sensores y necesita ser calibrado periódicamente y ser certificado. 1.- Medición directa Medidor de sonda Medidor de cinta y plomada Medidor de nivel de cristal Medidor de flotante 2.- Medición de presión hidrostática o fuerza Medidor manométrico Medidor de membrana Medidor de tipo burbujeo Medidor de presión diferencial de diafragma

Medidor por desplazamiento 3.- Medición de características eléctricas del líquido Medidor conductivo Medidor capacitivo Medidor ultrasónico MEDICI€N DIRECTA

Varilla o sonda: Consiste en una varilla o regla graduada, de la longitud conveniente para introducirla dentro del depósito. La determinación del nivel se efectúa por la lectura directa de la longitud mojada por el líquido. En el momento de la lectura el tanque debe estar abierto a presión atmosférica. Se emplea en tanques de agua a presión atmosférica. Cinta y plomada: este sistema consta de una cinta graduada y un plomo en la punta. Se emplea cuando es difícil que la varilla tenga acceso al fondo del tanque. También se usa midiendo la distancia desde la superficie del líquido hasta la parte superior del tanque, obteniendo el nivel por diferencia. Visor de vidrio: consiste en un tubo de vidrio con su extremo inferior conectado al tanque generalmente mediante tres válvulas (dos de cierre de seguridad en los extremos del tubo, para impedir el escape del líquido en caso de rotura del cristal y una de purga). Funciona por principio de vasos comunicantes. El nivel de vidrio va acompañado de una regla graduada. Se emplea para presiones hasta 7 bar. A presiones más elevadas el vidrio es grueso, de sección rectangular y está. protegido por una armadura metálica. Flotante: consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido y conectado al exterior del tanque, indicando directamente el nivel sobre una escala graduada. Es el modelo más antiguo y el más usado en tanques de capacidad grande. Tiene el inconveniente de que las partes móviles están expuestas al fluido y pueden romperse. El flotador debe mantenerse limpio. El flotador, que es de un material más liviano que el fluido, sigue el movimiento del nivel de líquido. El flotador puede tener formas muy variadas y estar formado por materiales muy diversos según sea el tipo de fluido. Los instrumentos de flotador tienen una precisión de 0,5 %. Son adecuados en la medida de niveles en tanques abiertos y cerrados a presión o a vacío, y son independientes del peso específico del líquido. Por otro lado, el flotador puede trabarse en el tubo guía por un eventual depósito de los sólidos o cristales que el líquido pueda contener y además los tubos guía muy largos pueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del líquido o ante la caída violenta del líquido en el tanque.

MEDICION POR PRESION HIDROST.TICA Manométrico: consiste en un manómetro conectado directamente a la parte inferior del tanque. El manómetro mide la presión debida a la altura de líquido que existe entre el nivel del tanque y el eje del instrumento. Solo sirve para fluidos limpios, ya que los

líquidos sucios pueden hacer perder la elasticidad del fuelle. La medición está. limitada a tanques abiertos y el nivel viene influido por las variaciones de densidad del líquido. Membrana: Usa una membrana conectada al instrumento receptor por un tubo estanco. El peso de la columna de líquido sobre el .rea de la membrana comprime el aire interno a una presión igual a la ejercida por la columna de líquido. El instrumento es delicado ya que una fuga del aire contenido en el diafragma destruiría la calibración del instrumento. Burbujeo: mediante un regulador de caudal se hace pasar por un tubo (sumergido en el depósito hasta el nivel mínimo), un pequeño caudal de aire o gas inerte hasta producir una corriente continua de burbujas. La presión requerida para producir el flujo continuo de burbujas es una medida de la columna de líquido. Este sistema es muy ventajoso en aplicaciones con líquidos corrosivos o con Materiales en suspensión, ya que el fluido no Penetra en el medidor ni en la línea de conexión.

MEDICION POR PRESION DIFERENCIAL El medidor de presión diferencial consiste en un diafragma en contacto con el líquido del tanque, que permite medir la presión hidrostática en un punto del fondo del tanque. En un tanque abierto esta presión es proporcional a la altura del líquido en ese punto y a su peso específico. El diafragma forma parte de un transmisor neumático o electrónico de presión diferencial. La precisión de los instrumentos de presión diferencial es bastante buena. El material del diafragma debe ser compatible con el fluido que se encuentra en el tanque. Señal a sala de control

Señal a sala de control

Presión atmosférica MEDICION POR DESPLAZAMIENTO El medidor de nivel por desplazamiento esta. Basado en el principio de Arquímedes. Consiste en un flotador parcialmente sumergido en el líquido y conectado mediante un brazo a un tubo de torsión, unido al tanque. Dentro del tubo y unido a su extremo libre hay una varilla que transmite el movimiento de giro a un transmisor exterior al tanque. El ángulo de rotación del extremo libre del tubo de torsión es función directa de la fuerza aplicada. Al subir el nivel, el líquido ejerce un empuje sobre el flotador igual al volumen de la parte sumergida multiplicada por la densidad del líquido, tendiendo a neutralizar su peso propio, as. que el esfuerzo medido por el tubo de torsión ser muy pequeño. El instrumento puede usarse en tanques abiertos y cerrados, a presión o a vacío, con una

buena sensibilidad, pero presenta el inconveniente del riesgo de depósitos de sólidos o de crecimiento de cristales en el flotador que afectan a la precisión de la medida). MEDICION POR ULTRASONIDO Se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque. La medición se hace desde el exterior del tanque. Los sensores trabajan a frecuencias cercanas a 20 KHz. Estas ondas atraviesan el medio ambiente de gases o vapores con cierto amortiguamiento y se reflejan en la superficie del sólido o del líquido. Son usados para todo tipo de tanque y líquido o lodo. Pueden usarse en .reas clasificadas. Son sensibles a la densidad de los fluidos y dan señales erróneas cuando la superficie del nivel del líquido no es nítida (por ej.: líquido que forme espuma), ya que se crean falsos ecos de los ultrasonidos. MEDICION POR CONDUCTIVIDAD El medidor de nivel conductivo consiste en uno o varios electrodos y un relé eléctrico o electrónico que es excitado cuando el líquido moja a dichos electrodos. El líquido debe ser lo suficientemente conductor como para excitar el circuito electrónico. Cuando el líquido moja los electrodos se cierra el circuito electrónico y circula una corriente segura. El relé electrónico dispone de un temporizador de retardo que impide su enclavamiento ante una ola del nivel del líquido o ante cualquier perturbación momentánea o bien en su lugar se disponen dos electrodos poco separados enclavados eléctricamente en el circuito. El instrumento se usa como alarma o control de nivel alto y bajo, utiliza relés eléctricos o electrónicos, en función de la conductividad del líquido. Es versátil, sin partes móviles, su campo de medida es grande con la limitación física de la longitud de los electrodos. El líquido contenido en el tanque debe tener un mínimo de conductividad y si su naturaleza lo exige, la corriente debe ser baja para evitar el deterioro del producto. MEDICION POR CAPACITANCIA El medidor de nivel capacitivo mide la capacidad del condensador formado por el electrodo sumergido en el líquido y las paredes del tanque. La capacidad del conjunto depende linealmente del nivel del líquido. En fluidos no conductores se emplea un electrodo normal y la capacidad total del sistema se compone de la del líquido, la del gas superior y la de las conexiones superiores. En fluidos conductores el electrodo esta aislado usualmente con teflón interviniendo las capacidades adicionales entre el material aislante y el electrodo en la zona del líquido y del gas.

TECNOLOGIA GNL

Generalidades Que es el GNL. El gas natural licuado, denominado comercialmente GNL, es gas natural transformado en un líquido a –162.2°C y constituido casi totalmente por metano, que se ha convertido en una fuente creciente de energía debido a que puede ser fácilmente transportado por mar y almacenado para su uso. Características principales. Cuando se lo calienta a –106°C o a mayor temperatura, se hace más liviano que el aire, sube y se dispersa. En fase vapor, aparece como una nube blanca visible porque su baja temperatura condensa la humedad del aire circundante y cuando se lo expone a la temperatura ambiente se vaporiza rápidamente. En estado líquido, el GNL es 1,4 veces más pesado que el aire, pero a medida de que se calienta su densidad se reduce, alcanzando 0,55 veces la del aire a temperatura ambiente.

Composición del GNL. El GNL esta compuesto mayormente de metano. El proceso de licuefacción requiere la extracción de los componentes no-metano, como el dióxido de carbono, agua, butano, pentano y componentes mas pesados del gas natural producido. El GNL no tiene sabor ni color, es anti-corrosivo y no toxico. Cuando es vaporizado es inflamable solamente en concentraciones de 5% a 15% cuando esta mezclado con aire.

Composición de Licuables del gas natural (LGN). -Están compuestos mayormente por moléculas que son mas pesadas que el metano. -Estas moléculas se licuan mas rápido que el metano. -Está compuesto por moléculas que comienzan con etano y aumentan en tamaño ha medida que se agregan átomos de carbono.

-Se obtiene típicamente durante el procesamiento de gas natural para aplicaciones industriales.

Composición de gas licuado de petróleo (GLP). -GLP es muchas veces llamado propano incorrectamente. -GLP es una mezcla de propano y butano en estado liquido a temperatura ambiente bajo presiones inferiores a 200 psi. -El intercambio común de los términos GLP y propano se debe al hecho que en los EE.UU. y Canadá GLP esta compuesto principalmente de propano. Sin embargo, en muchos países de Europa, el contenido de propano puede ser inferior al 50 por ciento. -En Europa, GLP ha sido utilizado como combustible para vehículos ligeros por muchos años. Muchas estaciones de servicio tienen surtidores para distribuir tanto gasolina como GLP.

Composición de gas licuado de petróleo (GLP). El GLP es sumamente inflamable y debe ser almacenado lejos de Fuentes de calor y en una zona bien ventilada, para que cualquier fuga se pueda dispersar con facilidad. Un químico especial, mercaptano, es añadido para dar al GLP su peculiar mal olor que ayude a detectar una fuga. A nivel mundial, el GLP es usado mayormente para usos domésticos como cocinar y en calentadores de agua.

Gas Natural Comprimido (GNC). -El GNC es gas natural que es presurizado y almacenado en cilindros, a presiones de hasta 3.600 psi o a 200 bares. -Generalmente, el GNC tiene la misma composición que el gas natural transportado en gasoductos, el gas ha sido deshidratado y todos los otros elementos a sido reducidos para evitar corrosión. -El GNC es frecuentemente usado como combustible para vehículos y es llevado al motor como vapor a baja presión (no mayor a 200 bares).

Características principales. *El gas natural su poder calorífico es bajo, se acostumbra a adicionar pequeñas proporciones de propano o butano al gas natural seco para elevar su poder calorífico, satisfaciendo así las especificaciones de determinados consumidores. *se lo suele confundir con el gas natural comprimido (GNC). Si bien se trata del mismo producto, en este caso sólo se lo ha comprimido a 200 bar, reduciendo así su volumen, el GNC es esencialmente metano comprimido que se mantiene en fase gaseosa. *El GNL es un líquido criogénico. El término “criogénico” significa baja temperatura, generalmente por debajo de –100°F. El GNL es un líquido puro, con una densidad de alrededor de 45 por ciento la densidad del agua. Almacenamiento de gas natural. *Los lugares elegidos para la construcción son Minas de sal abandonadas, yacimientos gasíferos desplatados, acuíferos vacíos, etc., se utilizan en el mundo para almacenar gas durante el verano para inyectarlo en las redes de distribución en la época de gran demanda. *Otro medio para almacenar volúmenes importantes de gas, Son las denominadas “peakshavingplants” (plantas para afeitar los picos) o plantas de almacenaje criogénico de gas. *Estas plantas se localizan estratégicamente cerca de un gran mercado de consumo, en puntos claves de la red de gasoductos troncales y constan básicamente de instalaciones de licuefacción, almacenamiento criogénico y regasificación. *Deben contarse las pérdidas por evaporación que ocurren normalmente en el sistema y que alcanzan entre 0,25 a 0,50% por día del volumen de GNL almacenado. *La mayoría de las plantas modernas poseen sistemas de recuperación de este gas vaporizado – que lo re-inyectan en la red del distribuidor.

GNL , ventajas frente a los gasoductos. *A medida que aumenta la distancia a la cual el gas debe ser transportado, disminuyen las ventajas económicas del gasoducto frente al GNL. *Si bien ambos constituyen infraestructuras de transporte relativamente fijas, los costos de capital y operativos del gasoducto crecen exponencialmente con su longitud, mientras que un sistema de GNL tiene una sola componente variable con la distancia: el transporte marítimo, tradicionalmente mucho más económico por m3 transportado. *Se admite hoy que para distancias superiores a los 4.000 Km. El transporte de GNL es más económico que el transporte por gasoducto.

GNL , ventajas frente a los gasoductos. El uso del GNL tiene beneficios económicos sobre el uso de gaseoductos. Licuando el gas natural y transportándolo, resulta más económico que transportarlo en gaseoductos sumergidos para distancias de mas de 700 millas o en gaseoductos sobre la tierra para distancias de mas de 2,200 millas.

Unidades y dimensiones usuales.-El universo del GNL ha adoptado un léxico especial que conviene repasar brevemente: *Btu: Unidad térmica británica. Es la cantidad de calor necesaria para aumentar en 1 grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua en su máxima densidad (aproximadamente 39°F). Un millón de Btu (MM Btu) equivale a 27,8 m3 de gas y a 0,048 m3 GNL o a 0,0192 t GNL. *Millón de toneladas de GNL por año: unidad usada para medir el volumen de gasentregado por año. Una tonelada equivale a 2,47 m3 de GNL. Para regasificar 1 MM m3/día es necesario emplear 725 t GNL. *Trillón de pies cúbicos (Tcf): Unidad de volumen de gas habitualmente usada para medir reservas. Equivale a 28.300 MM m3.

Cadena de Valor del GNL. *Los costos han bajado significativamente durante los últimos años del GNL. *E l GNL tiene un precio entre $2.50 -$3.50 por millón de Btu(MMBtu) dependiendo mayormente del costo de transporte.

Cadena de Valor del GNL. *La competencia entre los constructores y los que diseñan plantas, también estanbajando sus costos, para las nuevas plantas de regasificación. Los costos de regasificación han bajado un 18 por ciento. *El resultado de todas estas mejoras es que el costo general de la entrega del GNL ha sido reducido en casi un 30 por ciento durante los últimos 20 años.

Tecnología para el Transporte La Exportación de GNL.-Esta en función de dos modelos distintos. 1. Producción mixta: uso doméstico y exportación 2. Producción exclusiva para exportación Basada en la demostración de que sus reservas probadas exceden, con un margen de seguridad para cumplir los compromisos de abastecimiento de largo plazo.

Condiciones básicas requeridas.La terminal exportadora de GNL debe estar ubicada a una distancia económicamente viable del mercado real o potencial. La terminal debe tener preferentemente una localización costera que pueda ser abastecida desde la red gasífera existente sin tener que recurrir a costosas inversiones adicionales. Cuando esta última condición no se cumple, las expectativas de rentabilidad se distorsionan. Dado que el objetivo de cualquier exportador de GNL es el de minimizar los componentes de la cadena de valor para lograr que su negocio sea económicamente viable. Licuefacción.*El gas que llega a la planta de licuefacción debe estar libre de contaminantes y acondicionado para cumplir con las especificaciones del mercado de destino. -1.Implica procesar el gas del yacimiento de origen para deshidratarlo, remover las impurezas clásicas: CO2, azufre, compuestos nitrogenados, mercurio, mercaptanos y retirar los líquidos: etano, propano, butano y gasolina. -2.Y cumplir las especificación que es muy estricta y exige la remoción de contaminantes más allá de los valores clásicos imperantes en los principales países del mundo. *La planta de licuefacción está diseñada para enfriar la corriente de gas acondicionado por medio de refrigerantes. *Consiste en una instalación en batería de varias unidades en paralelo (denominadas trenes), que rebajan la temperatura del gas a –161°C aproximadamente, reduciendo su volumen unas 600 veces.

Licuefacción.-Existen tres procesos disponibles en el mercado para la licuefacción de GNL: 1)El proceso simple de mezcla de refrigerantes; 2)El proceso de mezcla de refrigerantes con propano pre-enfriado; 3)El proceso en cascada. Los tres procesos están basados en un principio común: enfriar el gas natural hasta que adopte su fase líquida a la presión ambiente. Los procesos básicos en el cual se produce el enfriamiento del gas es el siguiente: 1) Se enfría el refrigerante, que a su vez enfriará la corriente de gas natural seco. 2) Se baja la presión a la que está sometido, haciéndolo pasar por una válvula parcialmente abierta, denominada válvula de expansión. 3) Esta súbita caída de presión (flashing) enfría el refrigerante por acción del denominado efecto Joule-Thompson.

El proceso SMR o de mezcla simple de refrigerantes.*El refrigerante múltiple esta compuesto de nitrógeno, metano, etano, propano, butano y pentano. *La mezcla es elegida para hacer coincidir la curva de punto de ebullición con la curva de licuefacción de la carga de gás natural a tratar. *Cuanto más coincidan estas dos curvas, más eficiente será el proceso.

El proceso PPMR o de mezcla de refrigerantes con propano pre-enfriado.*Utiliza un refrigerante de componentes múltiples. *Son condensados mediante un enfriador a propano que hace bajar la temperatura de la misma a –35°C. *El corazón del proceso PPRM es un gran intercambiador de calor de etapas múltiples que contiene una serie de tubos de pequeño diámetro que permiten una buena transferencia de temperaturas de condensación y de evaporación de ambas corrientes. El Proceso en cascada.*Compuesto por 3 unidades enfriadoras separadas.

*Opera con un solo elemento refrigerante puro, estos son : propano, etileno y metano *En cada circuito, una porción del refrigerante es expandido en tres etapas y a tres diferentes presiones de arranque. Transporte marítimo *Hoy, casi 200 buques oceánicos transportan 130 millones de toneladas anuales de GNL por los mares del mundo. *La capacidad media de los buques puestos en servicio pasó de 27.000 m3 a 125.000 m3 de capacidad de carga. *El GNL es transportado en buques de doble casco, diseñados para impedir fugas o rupturas en la eventualidad de un accidente. *En la actualidad se utilizan básicamente dos diseños clásicos: 1) Contenedores de GNL de doble membrana diseñados especialmente para ser alojados dentro del casco interior de los buques metaneros, en el espacio entre las dos membranas posee equipos detectores de fugas de metano, sumamente sensibles. 2) Tanques esféricos de acero de un espesor de ¾ de pulgada, también alojados en el casco interior de los mismos, los buques con tanques esféricos Mossconstituyen la mitad de la flota mundial. *En la actualidad los 2/3 de las nuevas embarcaciones puestas en servicio son del tipo membrana. Los buques metaneros representan un gran riesgo en alta mar y en los puertos, por lo cual se los provee de sistemas de radar y posicionamiento global sumamente sofisticados que permiten monitorear constantemente la posición del buque. *El tanquero típico de GNL puede transportar alrededor de 125,000 –138,000 metros cúbicos de GNL. *El tanquero típico mide 900 pies en longitud, alrededor de 140 pies de ancho y 36 pies de corriente de agua. *Cuesta alrededor de $160 millones de dólares. El tamaño de esta embarcación es similar a la de un portaaviones pero significativamente mas pequeña que un tanquero grande de Petróleo. *Los tanqueros de GNL son generalmente menos contaminantes que otras embarcaciones de transporte porque utilizan gas natural y fuel oilpara la propulsión. Almacenamiento *El GNL debe ser almacenado en estado líquido.

*Los tanques criogénicos son de gran capacidad, los cuales son recipientes de doble pared aptos para contener el GNL. *Los tanques de almacenamiento de GNL son instalaciones costosas, es necesario dimensionar el volumen de almacenamiento cuidadosamente para que el proyecto sea factible. *Como regla general, una terminal de recepción debe contar con capacidad de almacenamiento equivalente a tres cargas de buques metaneros promedio. *Mientras que una terminal emisora debe contar con una capacidad equivalente a cuatro cargas de buques promedio. *Esto depende también de la regularidad con que arriben o zarpen los buques, de si el sistema cuenta con una flota propia o cautiva, de si se trabaja con contratos de prestación de servicios.

Recepción •Es el último eslabón de la cadena del GNL es la terminal de recepción ubicada en las costas del país que planea utilizar el gas importado para abastecer su sistema doméstico de distribución. •Una típica terminal receptora consta de los siguientes elementos: 1)Muelle capaz de acomodar a buques metaneros del tamaño previsto; 2)Sistemas de descarga dotados de dispositivos de seguridad adecuados; 3)Tanques de almacenamiento capaces de sostener el flujo normal descarga/emisión; 4)Planta de regasificación con capacidad para abastecer la demanda pico del mercado; 5)Sistemas de control de vaporización. •La planta estará construida sobre la costa y diseñada para manejar grandes volúmenes de recepción, necesita un muelle de suficiente capacidad para amarrar buques de gran porte y profundidades de 30 o 36 pies (10 a 12 m). •está dotado de modernos sistemas de descarga que incluyen mangueras de alta presión, bombas para GNL, medidores de caudal e instalaciones de seguridad con detectores de fugas. Mangueras flexibles de GNL conectadas Seguridad de plantas GNL *En general, la industria del GNL ha tenido un record de seguridad industrial excelente comparado con otras plantas de refinación y petroquímicas.

*A nivel mundial hay 17 terminales de exportación de GNL (licuefacción), 40 terminales de importación (regasificación), y 136 embarcaciones de GNL, todos juntos manejando aproximadamente 120 millones de toneladas métricas de GNL por año. *El GNL ha sido transportado de manera segura a través del mar por mas de 40 años. *En este tiempo, han habido mas de 33,000 viajes de embarcaciones de GNL, cubriendo mas de 60 millones de millas, sin grandes accidentes o problemas de seguridad ni en puertos ni en alta mar. *Según el Departamento de Energía de los EE.UU, durante la vida de esta industria, ocho accidentes marinos alrededor del mundo han resultado en derrames de GNL, varios causados por cascos dañados debido a fracturas frías pero en ninguno ocurrió un incendio. *Accidentes aislados con fatalidades han ocurrido en distintas instalaciones en tierra durante los primeros años de la industria. Desde entonces han sido implementadas regulaciones de seguridad y operaciones mas estrictas.

INTRODUCCION A SISTEMAS DE TRANSPORTEY DISTRIBUCION IMPORTANCIA DEL TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO EN LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS.

Introducción Importancia de los ductos. Los ductos representan hoy en día el medio más importante y eficiente de transporte de hidrocarburos, desde las zonas de producción, plantas de refinación y petroquímicas, hasta las áreas de utilización o distribución final de los productos. El significado estratégico de los ductos radica en la naturaleza de los productos que moviliza. De ahí la necesidad de contar con una red de ductos adecuada a los requerimientos de movilización de hidrocarburos, sujetos a procedimientos optimizados de construcción, operados por personal altamente capacitado, sujetos a modernos sistemas de vigilancia, mantenimiento y corrección de fallas. Objetivos .Conocer los elementos sistemáticos que influyen en el diseño de líneas de transporte durante su construcción, operación y mantenimiento

Justificación.-

*Loselevadosíndicesdeconsumodeenergía,hacequelaslíneasdetransportedehidrocarburostenganu nefectodirectoenlavidadiariadelserhumano. *Laslíneasdetuberíasoneficientesenenergía,unalíneatroncaldecrudoconsumeel0.4%porcada1000k m,eltransporteporvíaférreael1%yporcisternael3.2%. *Otroaspectoimportante,eneltransporteportubería,eslatecnologíadisponible,haceposibleinstalare ncondicionesatmosféricasdistintas,subterráneasysubmarinassindañoalmedioambienteyconaltogra dodeseguridad. *Lossistemasdetransporteportuberíasondestacablesporsueficienciaybajocostodetransporte. *SegúnlaAgenciainternacionaldeEnergía,actualmente,elpetróleoyelgasnaturalrepresentanel56%de todalaenergíaprimariaconsumidaenelmundo,deahílaimportanciadeltransporte.

Costo y Tecnología de transporte de petróleo crudo “Los sistemas de transporte por tubería son destacables por su eficiencia y bajo costo de transporte”

Sistema de Transporte en Bolivia *El transporte de hidrocarburos por ductos en Bolivia se rige por el principio de libre acceso, es decir que toda persona tiene el derecho de acceder a un ducto en la medida en que exista capacidad disponible en el mismo. *La transportadora no comercializa con el producto, si no que tiene una tasa de retorno garantizada por tarifas reguladas mediante la metodología de tasa de retorno. *La Agencia Nacional de Hidrocarburos regula económicamente la actividad de transporte por ductos. *Esta actividad es realizada mediante la otorgación de una concesión administrativa. *El periodo de concesión de los servicios otorgados es por 40 años. *la actual Constitución Política del Estado prohíbe la otorgación de nuevas concesiones y las vigentes deberán adecuarse al marco normativo que se apruebe. *Los ductos se entregan en concesión y YPFB TRANSPORTES es el mayor concesionario del país, con 2.562 Km de gasoductos de los 4.278 Km en operación (60%). Es también concesionario de

2.028 Km de oleoductos, aunque opera adicionalmente un oleoducto de YPFB, estando a cargo de más el 88% de los oleoductos. *Los poliductos transportan los productos de petróleo de las refinerías a las terminales de distribución en las áreas de consumo. *En Bolivia existen aproximadamente 1.500 Km en tubería de poliductos cuy capacidad promedio de transporte al primer trimestre de 2008 fue de 22 mil BPD. *YPFB Refinación opera dos poliductos (Palmasola –Viru Viruy Valle Hermoso –Aeropuerto Cochabamba) y los 6 restantes la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia (CLHB), de propiedad de YPFB desde mayo de 2008.

GTB (Gas TransBoliviano).*Gasoducto lado Boliviano con 557 Km-Gasoducto lado brasilero 2,593 Km. *4 Estaciones de compresión (Izozog, Chiquitos, Robore y Yacuses)-3 Estación de Medición, 2 de entrega (Chiquitos y Mutún) y 1 de recepción (Río Grande). *Diámetro Nominal: 32 Pulg. (81,3 Cm), Espesor de pared: 0,406 –0,650 Pulg. (1–1,5 Cm)-Material: API 5LX –70 (Tubería de Acero al Carbono de Línea, Grado X70). *Máxima Presión de Operación: 1420 Psig.-Capacidad de Transporte: 32.85 MMm3/día. *16 Válvulas de 32 Pulgadas, Instaladas Aproximadamente cada 30 Km Ajustas para accionamiento automático en caso de emergencia. *Operación del Gaseoducto es monitoreada a través del sistema SCADA (Sistema de control y adquisición de datos). TRANSSIERRA.*Inicialmente,elgasoductocontabaconunacapacidaddetransportede11MMm3/d.Posteriormente,d uranteel2004conlapuestaenmarchadelaEstacióndeCompresióndeVillaMontes,seincrementólacapa cidada17.6MMm3/d,lamismaquealafechaseencuentratotalmentecontratadaenfirme. *Condicionesoperativasfavorablespermitieronalcanzarel21deabrilde2005,unnuevorécorddetransp orteconunvolumendiarioentregadoalaPlantadeCompresióndeRíoGrandede18.4millonesdemetrosc úbicos.Enestecontexto,lautilizacióndelacapacidadinstaladaenelGASYRGsehaidoincrementandoposi cionándonoscomoelactormásimportanteenelnegociodeltransportedelgasqueseexportaaBrasil,con unaparticipacióndegasexportadoatravésdelGSAdeaproximadamente70%.

*ELGASYRGfuediseñadoparatransportarhasta34millonesdemetroscúbicosdegasnatural.Paralograre stacapacidadserequieredelainstalaciónde3estacionesdecompresiónadicionalesalaqueactualmente existeenVillamontes. *Actualmente el GASYRG cuenta con una estación de compresión, la ECOMP de Villamontes. Esta estación de compresión cuenta con dos turbocompresores Solar, Taurus70 con una potencia nominal de 10.300 HP cada uno y moviendo compresores C402. 1.Red nacional de gasoductos 2.Red nacional de poliductos 3.Red nacional de oleoductos

Gasoductos –al Altiplano (GAA) GasoductosColpa-Rio Grande y Yacuiba-Rio grande Gasoductos Taquiperenda-Potosi (GTP) Gasoductos San Marcos Oleoducto Santa Cruz-Arica Oleoductos de Norte Oleoductos Cerrillos –Chorety (OCCH) Chorety-Santa Cruz (OCSZ-2) Poliductos, Cochabamba –La Paz (PCOLP); Cochabamba–Puerto Villarroel (PCPV)

Transferencia de custodia 4.1Legislacion y regulación Las leyes bolivianas norman las mediciones de hidrocarburos provenientes del área de Contrato deberá efectuarse en el o los puntos de Fiscalización de la Producción establecidos de acuerdo con el Reglamento para la Liquidación de Regalías y Participaciones Hidrocarburiferas, mediante aforo o Medición Automática. Los Hidrocarburos Fiscalizados se registraran diariamente en las boletas de medición respectivas.

ARTÍCULO 203.- En Baterías o Plantas que utilicen sistemas de Medición Automática, el Titular deberá instalar dos medidores, uno de los cuales será el operativo y el otro será de reemplazo, estos deberán estar equipados con contador o registro (Donde sea aplicable ) de volumen de los hidrocarburos fiscalizados. ARTICULO 204.-Los equipos de medición sujetos a ser verificados cada mes calendario. ARTICULO 205.-La calibración de los equipos de Aforo y Medición Automática deberá efectuarse cada vez que sea necesario según anexo B del contrato de riesgo compartido o a solicitud de la S.S.H de Y.P.F.B. o del titular. Para tanques una vez cada 5 años y para medidores automáticos cada 6 meses. ARTICULO 206.- Con la finalidad de verificar las características físico-químicas de los Petróleos Fiscalizados y el porcentaje de agua y sedimentos, establecidos en los Puntos de Fiscalización de la Producción con una frecuencia definida entre Y.P.F.B y el Titular, las Partes recogerán simultáneamente tres Muestras-testigo de Hidrocarburos Líquidos Fiscalizados. Dichas Muestras testigo serán selladas y almacenadas durante noventa días a partir del dia de su recolección. En caso de controversia se conservaran las Muestras pertinentes hasta que la controversia sea solucionada. En caso de controversia o desacuerdo acerca del resultado del análisis efectuado a una Muestra testigo el asunto será sometido al experto que las Partes acuerden según su respectivo Contrato cuyo fallo será obligatorio para las partes. ARTICULO 207.- Los puntos de Fiscalizacion para el gas natural deberán incluir equipos modernos para efectuar:   

Medicion continua de flujo de gas de acuerdo a las especificaciones del A.G.A. Medicion continua de la gravedad especifica del gas. Cromatografia del gas cada 15 dias

ARTICULO 208.- Si por alguna razón el equipo de medición estuviera fuera de servicio y /o imposibilitado de ser reparado de manera que la cantidad de Gas Natural que se entrega no puede ser estimado o computada de las lecturas que se tenga hasta ese momento el volumen de Gas Natural entregado durante ese periodo será estimado y aceptado por ambos partes teniendo como base la mejor información disponible y usando uno de los siguientes métodos según sea factible: a)Usando el registro de cualquier equipo de control de medición que estuviera instalado y que esta registrando con suficiente exactitud. b)Estimando de las cantidades que se entregan en base a las efectuadas durante periodos anteriores bajo condiciones similares cuando el equipo de medición estuvo registrando con exactitud.

ARTICULO 209.-El titular adoptara las condiciones necesarias para preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos de Fiscalizacion .Asimismo la S.S.H. se reserva el derecho de exigir la instalación de acccesorios específicos para garantizar la inviolabilidad de los equipos de medición. ARTICULO 210.-El procedimiento para Aforo, calibración,muestreo, medición, fiscalización y control de calidad de Hidrocarburos, se regirá por las normas API,ASTM y AGA correspondientes. ARTICULO 211.-Se aplicara el MPMS (Manual de Mediciones Standard para Petroleo), API como minimo para las siguientes actividades: Chapter 2,2B/2,7/2,8A : Calibracion de tanques SPEC 2550/2551/2552: Medicion y calibración de tanques cilíndricos, horizontales y esféricos Chapter 3.1 W Medicion de tanques,sección 1W Medicion Automatica de tanques STD 2555 Calibracion de tanques STD 2545 Metodo para muestrear tanques de hidrocarburos liquidos Chapter 4.2 Probadores convencionales por tubería Chapter 4.3 Probadores de pequeño vplumen Chapter 4.4 Tanques probadores Chapter 4.5 Probadores medidores maestros Chapter 4.6 Interpelacion de pulsos Chapter 4.7 Estandat para pruebas de mediciones de campo Chapter 5.1 Consideraciones generales para medición por medidores Chapter 5.2 Medicion de hidrocarburos liquidos por medidores de desplazamiento positivo Chapter 5.3 Medicion de hidrocarburos liquidos por turbinas Chapter 5.4 Equipo necesario para medidores de liquidos Chapter 5.5 Fidelidad y seguridad en los sistemas de transmisión de información de los pulsos de medición de flujo Chapter 6.1 Sistema LACT Chapter 6.5 Sistema de medición para carga y descarga de barcos Chapter 6.6 Sistemas de medición en líneas de flujo

Chapter 6.7 Medicion de hidrocarburos viscosos Chapter 7.1 Medicion estatica de temperatura en tanques Chapter 7.2 Determinacion dinámica de la temperatura Chapter 7.3 Determinacion estatica de temperatura usando termómetros eléctricos portátiles Chapter 8.1 Manual de muestreo de hidrocarburos liquidos y derivados Chapter 9.1 Medicion de densidad (gravedad) Chapter 9.2 especifica con hidrómetros densidad relativa o API Chapter 10.1 Determinacion de sedimentos de petróleo por extracción Chapter 10.2 Determinacion de agua del petróleo por destilación Chapter 10.3 Determinacion de BS&W por centrifuga en laboratorio Chapter 10.4 Determinacion de BS&W por centrifuga en campo Chapter 10.7 Metodo estandart para probar agua en el petróleo Chapter 10.8 Metodo estandart para probar sedimentos por filtración Chapter 12.2 Calculos de los volúmenes medidos por turbinas medidores de desplazamiento positivo. Chapter 13.1 Conceptos y procedimientos estadísticos en medición Chapter 14.6 Medida continua de densidad Chapter 14.7 Medida de masa de condensados BULL 2516/Perdidas por evaporación PUBL 2517/2519 en tanques Y Chapter 19 ARTCULO 212.- En los casos que el dispositivo de medición utilizado para la fiscalización en boca de pozo pertenezca y sea operada por otra persona que no es el titular del campo deberá considerarse lo siguiente: a)Que el dueño y/u operador de tal dispositivo de medición será considerando como un tratadista del titular

b)El titular deberá asegurarse que las especificaciones y la operación del dispositivo de medición cumplan a plenitud con los requerimientos de este reglamento c)Para los propósitos de la aplicación de las regalías y participaciones y para todos los propósitos fiscales ,el titular detentara la completa responsabilidad por la exactitud de las mediciones y por el pagode cualquier interés y penalidades resultantes de los errores en tales mediciones por lo tanto no tendrá derecho a reclamar o aducir en su defensa que tales errores se deben a las acciones en un equipo perteneciente a otra persona. 4.2 Telemetria (Medicion automática) La telemetría posibilita la transmisión inhalambrica de datos. Se basa en la tecnología de conmutación de paquetes CDPD, construida como una superposición a la infraestructura celular existente y su principal base para el transporte es el protocolo estándar TCP/IP –Internet Protocol posibilitando velocidades de hasta 19200 bits por segundo. 4.3Computadores de flujo Los computadores de flujo utilizan la información de las mediciones de flujo para calcular el mismo en las condiciones estándar.Son capaces de procesar y almacenar la información de los cálculos en varios puntos.