La custodia de un hidrocarburo pasa del productor al transportador, luego al distribuidor y por último al usuario final. Como mínimo, existe una medición fiscal por día entre cada uno de estos actores.

Por este motivo, se deben utilizar métodos y normas para garantizar la trazabilidad de los patrones de medición internacionales.

Por otra parte ninguna medición es absolutamente exacta. En este sentido puede decirse que ninguna medición será totalmente cierto debido a las limitaciones instrumentales y humanas. Para poder acotar la validez de una medición debe conocerse algo acerca de los probables errores e incertezas involucrados en el proceso de medición. En general, dichos valores están provocados por el sistema que componen el fenómeno a medir, el instrumento utilizado y el experimentador.

NORMAS, STANDARES UTILIZADAS EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE GAS NATURAL.

Los principales estándares de la Industria del gas son:

1.- American Gas Association

• AGA 3 – Placas Orificio

• AGA 5 – Cálculos Energéticos

• AGA 7 – Turbina Axial

• AGA 8 - Cálculos de Supercompresibilidad

• AGA 9 – Ultrasónicos

• AGA 10 - VOS (Calculada vs Medida)

• AGA 11 – Medidores Coriolis.

2.- American Petroleum Institute

• API 14: Natural Gas Fluid Measurement.

3. - ISO

• ISO 5167- Placa Orificio.

4.- Regulaciones Locales

ESTÁNDARES INTERNACIONALES PARA LA MEDICIÓN DE ACEITE

American Petroleum Institute, API, U.S.A. International Standard Organization, ISO, Europa. Organización Internacional de Metrología Legal, OIML, Francia. Energy Institute, U.K.

ESTÁNDARES DE APLICACIÓN PARA SISTEMAS DE MEDICIÓN FISCAL (AGA Y API)

Estas dos organizaciones son:

a) American Petroleum Institute (A.P.I.).

Es una organización que representa a más de 400 empresas de la Industria del Gas y el Petróleo de los Estados Unidos. Está dividida en sectores de actividad: upstream, downstream, actividades marítimas, propietarios y operadores de oleoductos / gasoductos, etc.

Los estándares del A.P.I. describen los métodos que aseguran una transferencia fiscal con un tipo de medidor particular u otro instrumento. A.P.I. no provee caudalímetros para transferencia de custodia, tampoco define requerimientos de exactitud sino que facilita al usuario la utilización de las mejores prácticas y usos en medición en medición y calibración.

b) American Gas Association (A.G.A.)

Es una organización que representa a 192 empresas de energía de los Estados Unidos que se dedican a la provisión de gas natural en hogares, empresas e industrias. Provee programas y servicios a sus miembros: propietarios de gasoductos, city gates, transportistas, compañías internacionales dedicadas a las actividad de gas e industrias relacionadas con el gas natural.

Estos estándares proveen las ecuaciones necesarias para el cálculo preciso del caudal volumétrico, másico y de poder calorífico.

Se utiliza el AGA 8 para el cálculo del factor de compresibilidad, a partir de la composición del gas. Con este factor se puede calcular el volumen de gas utilizando las normas correspondientes para la placa orificio, la turbina, rotativo y ultrasónico.

REGULACIONES INTERNACIONALES PARA LA MEDICIÓN DE ACEITE

Documentos – Guías internacionales para la medición de Aceite y Gas, desde el pozo hasta los puntos de venta.

Guidance Notes for Petroleum Measurement, Department of Trade and Industry, U.K. Measurement Requirements for Upstream Oil and Gas Operations, Energy Utilities

Board, Alberta, Canada Onshore Oil and Gas Leases, Order 4 and 5, Bureau of Land Management, U.S.A.

NORMATIVIDAD INTERNACIONAL PARA LA MEDICIÓN DE ACEITE

Regulaciones Internacionales para Medición de Hidrocarburos

• Estados Unidos de Norteamérica: Bureau of Land Management.

• Inglaterra: Department of Business Enterprise & Regulatory Reform.

• Noruega: Norwegian Petroleum Directorate.

• Canadá: Energy Utilities Board.

• Venezuela: Ministerio de Energía y Minas.

• Ecuador: Agencia de regulación y control hidrocarburífero

GUÍAS DE MEDICIÓN.- INCERTIDUMBRE EN LA MEDICIÓN

FUENTE: Guidance Notes for Petroleum Measurement, Department of Trade and Industry

En alguna medida, el valor de incertidumbre nos da idea de la calidad del trabajo de medición o calibración realizado, a menor incertidumbre mayor conocimiento del proceso de medición y viceversa. Sin embargo lograr incertidumbres infinitesimales no debe ser la obsesión de todo metrólogo, en realidad, para cada proceso de medición se debe establecer de manera realista el valor de la incertidumbre de medición.

Conocer la incertidumbre de un resultado de medición es útil en los siguientes casos:

Lograr la optimización de recursos. Dictaminar sobre cumplimiento con especificaciones. Asegurar la intercambiabilidad de piezas.

Específicamente en la industria del petróleo, los sistemas de medición de flujo son las cajas registradoras de las empresas, por lo que es muy importante controlar metrológicamente el funcionamiento del medidor, para asegurar que los requerimientos establecidos en los protocolos de compra- venta se satisfacen en todo momento.

TIPOS DE SISTEMAS DE MEDICIÓN Y EXACTITUD POR CLASE

FUENTE: Organización Internacional de Metrología Legal, OIML, Francia.

MEDICIÓN DE FLUJO DE HIDROCARBURO

Los equipos empleados a nivel internacional para medición de hidrocarburo son:

Turbina, el más comúnmente usado, normalmente se encuentran instalados con un probador en sitio o un medidor maestro tipo turbina. API MPMS 5.3.

Ultrasónicos, actualmente aceptados internacionalmente para transferencia de custodia. API MPMS 5.8.

Coriolis, nueva tecnología que se está empleando, como medidor o medidor maestro. Particularmente especificados para medir condensado y LPG. API MPMS 5.6.

Desplazamiento Positivo, especificado principalmente para fluidos con alta viscosidad. API MPMS 5.2.

Vortex, API acaba de publicar un estándar Draft para el empleo de estos medidores en transferencia de custodia, enero 2007.

SELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR

Diagrama para la seleccion de medidores basandose en la viscosidad y el flujo tomada del API MPMS Capitulo 5.1

La medición de proceso, de balances o emisión de contaminantes también requiere recisión, compensación y corrección por temperatura.Los balances se calculan con valores compensados y corregidos por efectos de Presión y Temperatura. La compensación y la corrección se hace más compleja por los siguientes factores:

Mezclas con características No Uniformes Cambios de Volumen en función de la Temperatura Cambios de Viscosidad en función de la Temperatura

REQUISITOS DE APROBACIÓN EN LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

API 5.6 Medición de Hidrocarburos Fase Líquida

API 11.1 * Factor de Corrección para Temperatura

API 11.2.1 * Factor de Corrección por Presión

API 12.2.1 * Factores de corrección para medición Volumétrica

API 20.2 Auditoria, reportes, calibración, verificación y seguridad de datos

ISO 4267‐2 Cálculo de cantidades para petróleo

API 20 Medición de Reparto

Estos factores se encuentran guardados en el firmware de los computadores de flujo.

REQUISITOS DE APROBACION EN LA MEDICION DE HIDROCARBUROS

Los medidores usados para la transferencia de custodia generalmente deben cumplir con las recomendaciones de la OIML (International Organization of Legal Metrology). Como es el caso de los medidores tipo coriolis que cumplen con los siguientes lineamientos:

OIML R‐117 (Measuring systems for liquids other than water) OIML – R‐115 (Direct mass flow measuring system for quantities of liquids) OIML R‐81 (Dynamic measuring devices for cryogenic liquids).

ELEMENTOS DE MEDICION

RECOMENDACIONES PARA ELEGIR LA MEJOR TECNOLOGÍA EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Para la medición de hidrocarburos líquidos y en aplicaciones de transferencia de custodia podemos concluir lo siguiente:

a) Para diámetros menores e iguales a 12” de diámetro, la implantación de la tecnología de coriolis (medición de flujo másico) es una buena opción.

b) Para diámetros mayores a 12” de diámetro, la implantación de la tecnología ultrasónica es una buena opción.

c) Ambas tecnologías presentan el mayor nivel de exactitud.

RECOMENDACIONES PARA ELEGIR LA MEJOR TECNOLOGÍA EN MEDICIONES DE REFERENCIA

Para la medición de gas en aplicaciones de referencia podemos concluir lo siguiente:

a) Para diámetros menores e iguales a 12” de diámetro, la implantación de la medidores tipo vortex (medición de flujo volumétrico) es una buena opción.

b) Para diámetros mayores a 12” de diámetro., la implantación de la tecnología de presión diferencial es una buena opción.

CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES DE FLUJO

Todos los medidores de transferencia de custodia deben estar bajo calibración para cumplir con los requisitos legales y asegurar que el inventario del producto sea medido con la suficiente exactitud. El objetivo de calibrar un medidor es comparar las mediciones realizadas por el medidor de transferencia de custodia con respecto a una referencia conocida y confiable.

PARA ALTOS CAUDALES.

En aplicaciones de transferencia de custodia donde el flujo es muy alto, se utilizan los medidores de alta capacidad, pero hay un gran inconveniente, que no siempre es fácil calibrarlos a la misma capacidad que el medidor puede medir por lo tanto otra opción es instalar varios coriolis en paralelo y la suma de ellos equivale a la medición del flujo total y esta muchas veces resulta más económica.

Medidores más pequeños instalados en paralelo pueden ser calibrados individualmente a bajos flujos de operación.

BIBLIOGRAFIA:

www.venezuelagas.net/documents/2006-ST-47-spa.pdfwww.cnh.gob.mx/_docs/Eventos_CNH/Presentacion_2_1630_1700_Mejores_Practicas_para_la_Medicion_de_Hidrocarburos_Emerson.pdf medidores para transferencia de custodia con menor incertidumbre