Normas Aplicables A Sistemas De Medicion De Flujo.ppt

EXPLORACION Y PRODUCCION

NORMAS APLICABLES EN LA MEDICION DE HIDROCARBUROS DE DIFERENTES TECNOLOGIAS.

Agosto - 2009

Ing. J. C. TUYIN G.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Objetivo La medición de hidrocarburos en las instalaciones de producción y centro de proceso, es necesario conocer y aplicar el soporte de las normas Internacionales de los sistemas de medición, ya que indican las recomendaciones para su instalación, AGA, API, ISO, así como el buen desempeño. Realizado inspección - evaluación, análisis - homologación y resultados, así como los criterios de selección de tecnologías con el propósito de: Mejorar la certidumbre en la medición de los fluidos producidos. Y de esta manera

incrementar el conocimiento de la

comportamiento de resultados de otras disponibles en el mercado.

funcionalidad y

aplicaciones tecnológicas en operación y

EXPLORACION Y PRODUCCION

Las inspecciones a sistemas de medición tiene como objetivo determinar un valor de incertidumbre en los elementos primario, secundario y metodología de cálculo así como emitir recomendaciones para su corrección.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Tecnologías Disponibles Clasificación General de Medidores de Flujo.

Transferencia de Custodia

Internacional

Placa de Orificio

Ok

Placa de Orificio

Ok

Turbina

Ok

Turbina

Ok

Ultrasónico

Ok

Ok

Coriolis

Ok

Vortex

Ok

Anubar

Ok

Ultrasónico Coriolis

GAS

GAS

Normatividad Internacional

Medición de Procesos o Referencia Normatividad

Ok

Ok

Desplazamiento Positivo

Ok

Ultrasónico

Ok

Tanques

Ok

ACEITE

Turbina

% Agua

ACEITE

Ok

Venturi

Ok

Coriolis

Ok

Turbina

Ok

Desplazamiento Positivo Ok Ultrasónico

Ok

Tanques

Ok

Placa de Orificio

Ok

Microondas Infrarojo

Líquido-Gas

Gas Húmedo En línea

En línea y

Venturi

GLCC

V-cone +correlacion Wet gas GLCC

Vcone

Coriolis

Medición de Pozos

Placa de Orificio

Con separación de Fases Separación Convencional (Usando cualquiera de los principios convencionales)

EXPLORACION Y PRODUCCION

• Eficiencia de la separación convencional. MEDICIÓN Gas

LG

S P-101

MEDICIÓN Aceite

En Esta condición conlleva siempre tener un % de aceite en el agua, un % de agua en el aceite, un % de gas en los líquidos y un % de líquido en el gas.

consecuencia

se

generan

errores en los instrumentos de medición diseñados para medir corrientes de gas, aceite y agua monofásicas generando un bajo

nivel de aceptación con respecto al desempeño del medidor.

EXPLORACION Y PRODUCCION

•

Antecedentes. Separador convencional: Bifasicos y trifasicos Medición de Gas

Medición de Líquidos Placa de orificio

Placa de orificio

Turbina Desplazamiento Positivo

V-cone Ultrasonico

•

Separador con tecnología GLCC : Medición de Gas Vortex Coriolis

•

V-cone Ultrasonico Coriolis

Medición de Líquidos

Corte de Agua

Coriolis

Microondas

Medidor multifásico en línea portátil.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Falta

de mantenimiento a los elementos primarios secundarios y

terciarios de los sistemas de medición lo que ocasiona un deterioro total de los equipos y

por consecuencia

desconfianza en los

resultados. Esta actividad es fundamental para:



Preservar y conservar el estado físico de las instalaciones

industriales por consiguiente seguridad y permanencia.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Medición monofásica de fluidos 2.

Para los sistemas electrónicos de medición requieren ser validados en acuerdo a normatividad a cada uno de ellos.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Placa de orificio Normatividad aplicable • AGA Reporte No. 3/API 14.3.- Medición de gas natural y otros hidrocarburos mediante orificios. • AGA Reporte No. 8.- Factores de compresión del gas natural y otros hidrocarburos. Ventajas

Desventajas

• Sencillez de construcción, no • Baja rangeabilidad. incluyendo partes móviles. • Pueden producir caída de presión • De mayor uso en la industria. significativas. • Requiere de tramos rectos de tubería corriente arriba y corriente abajo del medidor. • La depositación de sólidos y la erosión de los bordes afecta la medición.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Vortex NORMATIVIDAD APLICABLE ASME MFC-6M-1998 - Measurement of fluid flow in pipes using vortex flowmeters. ISO TR 12764: 1997 – Medición de flujo de fluidos en conductos cerrados. Medición de flujo con medidores Vortex insertados en secciónes transversales de ductos a flujo completo. La normatividad aplicable hace la recomendación que para las distancias de instalación corriente arriba y corriente abajo se dispongan de acuerdo al fabricante. APLICACIÓN Los medidores tipo vortex aplican a flujos de fluidos en una sola fase, no se recomiendan para procesos en baches o cualquier otra aplicación de flujo intermitente, debido a que la variación en el flujo produce una fuerte caída del número de Reynolds cambiando eventualmente el factor K. No se recomienda para estaciones de transferencia de custodia.

Vortex

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ventajas • Alta confiabilidad • Simple instalación • Alta exactitud y rangeabilidad • Baja caída de presión • Mantenimiento mínima • La calibración no es afectada por la viscosidad, densidad, presión y temperatura • Partes de repuesto intercambiables.

Desventajas • Muy sensible a la variación del Número de Reynolds que impacta el factor K. • Inadecuado para medir fluidos viscosos, sucios, abrasivos y a bajos gastos. • Rango limitado de tamaños. • Limitada elección de materiales de construcción • Limitados para altos rangos de temperatura y presión.

EXPLORACION Y PRODUCCION

V-cone

El medidor V-Cone restringe el flujo ubicando un cono en el centro de la tubería. Esta geometría presenta varías ventajas sobre el medidor tradicional de presión diferencial, con rangeabilidad de 10:1 hasta 25:1 dependiendo del proceso. El V-Cone puede tener una exactitud de ±0.5% a ±1.5% de la lectura dependiendo del proceso, una repetibilidad de ±0.1% o mejor y una rangeabilidad típica de 10 a 1. Se requiere de distancias de instalación de 1D hasta 10D corriente arriba y 1D hasta 5D corriente abajo, dependiendo de la configuración de la tubería. No requiere de acondicionadores de flujo y tiene una caída mínima de presión.

EXPLORACION Y PRODUCCION

V-cone

NORMATIVIDAD APLICABLE El API 5.7 (Protocolo de prueba para medidores de flujo de presión diferencial) define los protocolos de prueba y reportes para conocer las características de desempeño del medidor sobre un rango del número de Reynolds. Proporciona un modo estandarizado para validar las especificaciones de desempeño emitidas por los fabricantes mediante límites de condiciones de operación del medidor; los requerimientos de la instalación para el desarrollo de las pruebas y los fluidos a ser probados, los rangos para presión, temperatura, presión diferencial, instrumentación secundaria y No. de Reynolds. APLICACIÓN Está recomendado para medición de referencia en gas seco, gas húmedo, vapor y líquidos.

El uso de este tipo de medidor es una buena alternativa para aplicaciones en donde no se cuenta con espacio suficiente para otras tecnologías y tiene una buena precisión en condiciones de gas húmedo.

V-cone

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ventajas

Desventajas

• Mayor rangeabilidad que una placa de • No cuenta con un estándar para orificio. transferencia de custodia. • Buena precisión en condiciones de gas húmedo. • Distancias de instalación reducidas. • Mantenimiento mínimo.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Coriolis APLICACIONES Los tubos por donde va el fluido están sujetos a fuerzas axiales, de torsión y de flexión durante la operación del medidor, por lo que es importante que su instalación este bien alineada para no afectar el desempeño del medidor. Debido a que están diseñados para operan con una sola fase los errores en la medición pueden ser causados por burbujas en líquidos o gotas en gases. Aplica para estaciones de transferencia de custodia y referencia NORMATIVIDAD APLICABLE API 5.6- Measurement of liquid hydrocarbons by coriolis meter. API 11-Physical properties data. API 12-Calculation of petroleum quantities. AGA Report No. 11-Measurement of natural gas by coriolis meter.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Coriolis Ventajas

Desventajas

Medición Multivariable  Flujo masico  Flujo volumétrico  Densidad  Temperatura

En instalaciones con altas vibraciones mecánicas, requiere de accesorios especiales de soporte o conexión.

Alta exactitud +/- 0.1 %

Es una tecnología de medición monofásica, sin embargo puede medir fluidos con presencia de hasta un 2% en fases complementaria que no sean del interés del usuario.

No partes en movimiento Normalmente no requiere de instalaciones especiales Las variaciones de presión y temperatura no afectan los resultados de la medición Bajo mantenimiento

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ultrasónico La aplicación de estas unidades de medición se recomienda para estaciones de transferencia de custodia de gas con el empleo de medidores multitrayectoria y para líquidos de doble trayectoria. Para propósitos referenciales, en aplicaciones con gas, hasta con 5% de líquido libre, pueden emplearse medidores de una sola trayectoria. Los fabricantes no relacionan la incertidumbre de la medición con la fracción de gas en corrientes de líquidos.

• Montaje directo en línea (no intrusivo)

• Montaje directo en línea (intrusivo)

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ultrasónico

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ultrasónico NORMATIVIDAD APLICABLE EN GAS NATURAL

 ISO 10715.- Lineamiento de muestreo de gas. ISO 17089.- Medición de flujo en conductos cerrados, medidores ultrasónicos

para gas de transferencia y custodia y distribución. NRF – 081- 2005.- Medición ultrasónica de hidrocarburos de fase gaseosa. (aún no vigente). AGA 9 .- Medición de gas con medidores ultrasónicos multi – ruta. AGA 10.- Velocidad del sonido en gas natural y otros hidrocarburos relacionados. AGA 8.- Factores de compresibilidad para gas natural y otros gases hidrocarburos relacionados. ISO – TR- 12765.- Medición de flujo de fluidos en conductos cerradosMétodos empleado medidores de flujo ultrasonico de tiempo de tránsito.



EXPLORACION Y PRODUCCION

Ultrasónico NORMATIVIDAD APLICABLE EN LÍQUIDO

ISO TR 12765 – 4.- Medición de flujo de fluidos en tubería cerrada- Métodos utilizando flujómetros de tiempo – transito ultrasónicos. BIMP.- et. al .- Guía para la expresión de incertidumbre en la medición – GUM.  ISO 6976 .- Gas natural.- Cálculo de valores caloríficos, densidad relativa e índice Woobe de la composición. API 5.8-Measurement of liquid hydrocarbons by ultrasonic flow meters using transit time technology.



API 11-Physical properties data. API 12-Calculation of petroleum quantities NFR 240 2009 Medición de hidrocarburos de fase liquida.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Ultrasónico Ventajas

Desventajas

• Rango amplio volumétrico. • Alta precisión y repetibilidad. • Aplicaciones a flujos de una sola fase para transferencia de custodia y de referencia. • La velocidad máxima es limitada solo por el diseño de la estación y por las características del medidor.

• Perturbaciones al perfil del flujo por elementos mecánicos (Válvulas de control, acondicionadores de flujo y termopozos). • Presencia de fuentes de ruido externo con niveles superiores a los límites del diseño de los sensores.

• La velocidad mínima es limitada solo por la precisión requerida. • Medición de flujo bidireccional. • No provoca caídas de presión.

• Altas velocidades. • Presencia de aceite de compresoras • Impurezas, ej. sólidos. • La presencia de H2S atenúa la señal sonora. • Compresoras. • Existen pocos laboratorios para el soporte de su calibración

EXPLORACION Y PRODUCCION

Annubar El Annubar es un elemento de medición del tipo diferencial para medir gas, vapor o líquidos, compuesto de segmentos anulares. Este elemento de medición requiere de distancias de instalación corriente arriba y corriente abajo que dependen de la recomendación del fabricante. La exactitud en la medición es del orden de ±0.55 a ±1.5% y el perfil del flujo debe estar totalmente desarrollado. Su aplicaciones son para gas, líquido y vapor Puede instalarse en tuberías horizontales y verticales. El manifold y transmisor puede montarse directamente a la tomas del proceso. NORMATIVIDAD APLICABLE ISO 3966-1997-measurement of fluid flow in close conduits-velocity area method using Pitot static tube. Ventajas • Baja caída de presión

Desventajas • Requiere fluidos limpios y en una sola fase • Baja rangeabilidad

EXPLORACION Y PRODUCCION

Venturi

El tubo Venturi es un elemento primario que opera bajo el principio de presión diferencial. Es de los más exactos, tiene un coeficiente de descarga cercano a la unidad. Esta compuesto de tres partes: Una sección de entrada cónica convergente, una sección cilíndrica o garganta y una sección de salida cónica divergente. Es utilizado para medir líquidos, gases y fluidos que contienen sólidos en suspensión.

Su precisión alcanza ±1% y su rangeabilidad es de 4:1. Debe usarse dentro de los límites especificados de tamaño de tubería y No. De Reynolds .

2  105  Re D  1 106

EXPLORACION Y PRODUCCION

Venturi

• ISO/DIS 5167-4.- measurement of fluid flow in circular crosssection conduits running full using pressure differential devicesparte 4: Venturi tubes. Los medidores de Venturi se aplican en Gas, Vapor y líquidos limpios, líquidos sucios y mezclas. La relación de diámetros β es de 0.3 a 0.75. Su aplicación es para fluidos de una sola fase (gas o líquidos) para referencia y no se recomienda en flujos pulsantes.

Ventajas • Baja pérdida de presión. • Adecuado para cantidades de líquido. • Poco mantenimiento. • Fácil instalación.

Desventajas • Elevado costo de adquisición. altas • Mayor espacio de instalación. • Requiere distancias de instalación corriente arriba y corriente abajo y uso de acondicionador de flujo.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Desplazamiento Positivo Mide flujo volumétrico con una exactitud entre ±0.1% y ±0.2%, dependiendo de la aplicación. La rangeabilidad de este tipo de medidor es de 5:1 a 10:1 cuando el intervalo deseado coincide con la capacidad del medidor. NORMATIVIDAD APLICABLE API 5.2- Measurement of liquid hydrocarbons by displacement meters. API 11- Physical properties data. API 12- Calculation of petroleum quantities. Este tipo de medidores se usa típicamente en servicios para líquidos en donde la exactitud es importante pero la relación de máximo a mínimo flujo no lo es. Se usa en fluidos de alta viscosidad. No se recomienda en fluidos sucios por existir partes móviles. Para transferencia de custodia requiere de calibración contra probadores de volumen conocido.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Desplazamiento Positivo Ventajas

Desventajas

• Alta exactitud y repetibilidad. • Medición de flujos viscosos. • Habilidad para registrar flujos cercanos a cero. • No requiere distancias de instalación.

• Mantenimiento costoso. • Requieren fluidos líquidos limpios no abrasivos • Baja rangeabilidad. • Menor exactitud para medir flujos no viscosos. • Susceptibilidad al daño debido a aumentos bruscos de flujo y baches de gas. • Calibración frecuente del medidor contra un volumen patrón. • Requiere de filtro corriente arriba del medidor.

Agosto - 2009

Ing. J. C. TUYIN G.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Turbina Incertidumbre de ±0.25% hasta ±1% en la medición del flujo dependiendo del rango de trabajo y de la viscosidad que presente el líquido en cuestión. Rango de flujo 10:1 hasta 20:1.

La distancia de instalación corriente arriba del medidor es 10 D con acondicionador de flujo y 20 D sin acondicionador de flujo. La distancia corriente abajo del medidor es 5D. Su aplicación es para fluidos de una sola fase (gas y líquidos) para transferencia de custodia y referencia. NORMATIVIDAD APLICABLE API 5.3- Measurement of liquid hydrocarbons by turbine meters. API 11- Physical properties data.

API 12- Calculation of petroleum quantities.

EXPLORACION Y PRODUCCION

Turbina

Ventajas

Desventajas

• Buena exactitud y repetibilidad. • Sensible a cambios de viscosidad. • Bajo mantenimiento. • La presencia de efecto flash o burbujas de vapor o aire incrementa la • Maneja altos gastos y bajas incertidumbre. viscosidades • Susceptibilidad al daño debido a aumentos bruscos de flujo y baches de gas. • Calibración frecuente del medidor contra un medidor patrón. • Requiere acondicionadores de flujo y contra presión mínima.

Clasificación General de Medidores

EXPLORACION Y PRODUCCION

Sensor

Placa de orificio

Servicio

Líquidos limpios, gas y vapor.

Rangeabilidad

3.5:1

Exactitud

±0.5%

Líquidos limpios, sucios y viscosos, gases y vapor.

3.0:1

V-cone

Vapor, líquidos limpios, gas seco y gas húmedo.

Típico de 10:1, en algunos casos 25:1

±0.5-1.5%

Annubar

Líquidos limpios, gas y vapor.

3:1

±0.5-1.5%

Venturi

Turbina

Desplazamiento positivo

Ultrasónico

Coriolis

±1%

Ventajas -Bajo costo.

-Alta pérdida de presión.

-Sencillez de construcción, no incluye partes móviles.

-La depositación de sólidos y la erosión de los bordes afectan la medición.

-Uso extenso en la industria.

-Requiere de tramos rectos de tubería corriente arriba y corriente abajo del medidor.

-Baja pérdida de presión.

-Buena precisión en condiciones de gas -Costo mediano en la adquisición pero húmedo. económico a largo plazo. -Mantenimiento mínimo. -Baja pérdida de presión. -Para grandes diámetros de tuberías. -Amplia rangeabilidad.

Líquidos limpios y no viscosos.

20:1

Fluido limpio y alta viscosidad (1 cp hasta 25000cp).

5: 1 hasta 10:1

Líquidos y gas.

Hasta 60:1 para gas y 10:1 líquido.

Líquidos y gas.

De 2:1 hasta 500:1

Líquidos y gas.

-Alto costo.

-No se obstruye en fluidos sucios.

±0.25% -Buena exactitud. ±0.1% a ±0.2%

±0.5% .

30:1

-Pobre respuesta a fluidos sucios o viscosos. -Requiere acondicionadores de flujo, contra presión mínima y filtro. -Calibración frecuente del medidor contra un medidor patrón.

-Alta exactitud y repetibilidad.

-Mantenimiento costoso.

-Medición de flujos viscosos.

-Daño por flujo intermitente o por sólidos. -Baja rangeabilidad.

-Amplio rango volumétrico y buena repetibilidad. - Velocidades máximas y mínimas limitada por la precision requerida. -No provoca caída de presión.

-Requiere acondicionador de flujo aguas arriba. El contenido de humedad y H2S en gas afecta la exactitud. -Es afectado por alta velocidad de flujo.

±0.05% a -Alta exactitud. ±1.25% (flujo -Bajo mantenimiento. másico), -Alta exactitud y rangeabilidad.

Vortex

Desventajas

±0.5 a ±1.5% -Baja caída de presión. -Alta confiabilidad.

-Requiere soportes especiales en presencia de vibración. -Inadecuado para medir fluidos viscosos, sucios, abrasivos y a bajo gasto. -Sensible a cambio en número de Reynolds. -Limitado para altos rangos de temperatura y presión.

-

EXPLORACION Y PRODUCCION

Clasificación General de Medidores Sensor

Placa de orificio

Venturi

Tamaño

Norma aplicable

Aguas arriba

Aguas abajo

Depende de las características de la instalación: 6D hasta 95D sin acondicionador de flujo, 5D a 25D con acondicionador de flujo).

2.8D a 4.5D.

Determinado por la tubería.

AGA 3/API 14.3

8D a 22D sin acondicionador de flujo y al menos 4D con acondicionador de flujo.

3D a 8D.

Hasta 72" o mayores.

ISO/DIS 5167-4 No cuenta con norma para instalación, API 5.7 hace referencia a pruebas de desempeño.

V-cone

1D hasta 10D.

1D hasta 5D.

De 1/2" hasta 48".

Annubar

Depende de recomendaciones del fabricante.

Depende de recomendaciones del fabricante.

De 3" hasta 24".

ISO 3966-1997

5D.

De 1" hasta 24".

API- 5.3

No requiere.

De 2" hasta 16".

API- 5.2

10D mínimo.

5D mínimo.

De 4" hasta 36" (líquidos). De 4" a 64" (gas).

NFR-081-2005, ISO-10715, AGA 9, API 5.8

No requiere.

No requiere.

De 1/8" hasta 4".

API 5.6, AGA 11

Depende de recomendaciones del fabricante.

Depende de recomendaciones del fabricante.

De 3/4" hasta 12".

ASME MCF-6M-1998, ISO TR 12764-1997

10D con acondicionador de flujo.

Turbina

20D sin acondicionador de flujo.

Desplazamiento positivo

Ultrasónico

Coriolis

Vortex

Distancia de intalación

No requiere.

EXPLORACION Y PRODUCCION

FIN

Ing. J.C. TUYIN G.