![1. Introducción
El consumo mundial de energía se incrementó en 2,5% en durante 2011, gastando diariamente 88 millones de
barriles de petróleo y 9 billones de metros cúbicos de gas natural. La producción de crudo en Colombia para
ese año fue de 930.000 barriles, mientras que la de gas natural estuvo cercana a los 29 millones de metros
cúbicos [1][2]. La venta de hidrocarburos requiere una medición muy confiable y precisa, ya que un pequeño
error en la medición representa un valor económico muy alto que puede perjudicar tanto al vendedor como al
comprador.
Los sistemas de medición dinámica son utilizados en la venta de combustibles para medir automáticamente con
altísima exactitud la cantidad entregada [3]. Los lineamientos para la construcción de estos sistemas son
establecidos por organizaciones internacionales como el Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en
inglés). En este documento se realiza un breve análisis de los equipos e instrumentación utilizada en los
sistemas automáticos para transferencia de custodia de hidrocarburos explicando sus conceptos.
2. Transferencia de Custodia.
En la industria de hidrocarburos, la transferencia de custodia es el proceso en donde el actual dueño de un
combustible, cede totalmente la posesión, control y responsabilidad del manejo a un nuevo propietario. Este
cambio de dueño se realiza en un punto del sistema de transporte de hidrocarburos, ya sea un punto intermedio
o al final de un oleoducto o gasoducto según el tipo de combustible. Las mediciones de calidad y volumen
obtenidas en la transferencia de custodia son utilizadas con propósitos comerciales y fiscales, obteniendo la
respectiva facturación de venta así como el cálculo de impuestos o regalías. Debido al impacto económico que
tiene la medición en la transferencia de custodia, es necesario que las mediciones sean de altísima precisión
minimizando el error según lo acordado en los contratos [3][4].
3. Sistemas de Medición Dinámica
Un sistema de medición dinámica no tiene elementos de almacenamiento como tanques o depósitos, el fluido
es medido mientras fluye continuamente a través del sistema. La medición determina la calidad y la cantidad del
combustible, funcionando las 24 horas del día de forma automática e ininterrumpida [5].
A lo largo de la historia de la industria de hidrocarburos, organizaciones como el API (American Petroleum
Institute) y la AGA (American Gas Association) han recopilado, documentado y estandarizado las características
y conjuntos de procedimientos que especifican los lineamientos, para la óptima instalación y operación de
equipos que funcionan en la industria de hidrocarburos, pasando por toda la cadena del valor en actividades
como exploración, producción, refinamiento, transporte y distribución. También se definen normas para los
componentes de tuberías, válvulas, tanques, e instrumentación, incluyendo las políticas de seguridad eléctrica,
riesgos de incendio, comunicaciones y entrenamientos orientados a la operación y mantenimiento [6].
Entre las normas específicas para sistemas de medición se deben tener en cuenta las capítulos mencionadas
en la tabla 1 que corresponden al MPMS (Manual of Petroleum Measurements Standards).
MPMS TITULO
Capítulo 4 Proving Systems
Capítulo 5 Metering
Capítulo 6 Metering Assemblies
Capítulo 18 Custody Transfer
Tabla 1. Capítulos del MPMS usados en la medición de transferencia de custodia
3.1. Unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer)
Las unidades LACT realizan automáticamente la transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos
determinando el volumen neto y la calidad del fluido. Estos sistemas, se componen de equipos de
instrumentación, válvulas y tuberías, montados y ensamblados sobre una estructura metálica denominada
“Patín”. Para diseñar estos sistemas de medición, el API define las normas “Specification for Lease Automatic](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-2-320.jpg)
![Custody Transfer (LACT) Equipment” [7] y “Manual of Petroleum Measurement Standards: Metering Assemblies
Section 1 Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems” [8].
El funcionamiento de una unidad LACT inicia cuando el hidrocarburo es bombeado, el fluido es acondicionando
eliminando el aire, agua e impurezas presentes. El caudal, presión, temperatura y densidad del fluido son
medidos para calcular y registrar el volumen en condiciones estándar. Finalmente se ajusta la presión de salida
para dispensar el fluido [9].
3.2. Estaciones de Medición de Gas
Estos sistemas de medición son diseñados para determinar la calidad y cantidad de gas natural dispensado en
una transferencia de custodia. La medición de gas natural es más compleja que la de hidrocarburos líquidos
porque el gas es un fluido compresible, que cambia su volumen en función de su composición, presión y
temperatura. Para la construcción de una estación de medición de gas, la Asociación Americana de Gas
(AGA, por su sigla en inglés) establece normas específicas (ver tabla 2) para la medición de calidad y de
volumen. La instrumentación del sistema de medición también requiere las normas del API para cumplir los
requerimientos de tuberías, instalación de instrumentación, sistema eléctrico y de protección contra fuego. [10]
Norma Titulo
AGA Report No. 4 Natural Gas Contract Measurement and Quality Clauses
AGA Report No. 5 Natural Gas Energy Measurement
AGA Report No. 8 Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon Gases
AGA Report No. 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters
AGA Report No. 10 Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases
Tabla 2. Normas de la Asociación Americana de Gas (AGA) para medición de gas natural.
4. Instrumentación para Sistemas de Transferencia de Custodia
En todo proceso industrial, las características de los materiales que requieren ser medidos tienen propiedades
que los diferencian entre sí. Del mismo modo, existen diferentes equipos y principios de medición que deben ser
empleados para determinar eficientemente estos atributos. Las normas para la instalación de instrumentación
se encuentran dadas por el API en la publicación “Recommended Practice 551 - Process Measurement
Instrumentation” [11], esta a su vez, incluye otras consideraciones en cuanto a la instalación eléctrica y
adecuaciones de tuberías.
4.1. Características Generales de los Hidrocarburos
4.1.1. Características del Petróleo Crudo
El petróleo es un combustible fósil extraído del subsuelo. Mediante procesos de fraccionamiento, combinación y
destilación entre otros, se obtienen gran variedad de combustibles y derivados usados en la industria
petroquímica. Las características más importantes del petróleo crudo para su medición en unidades LACT son:
1) Densidad, 2) Viscosidad, 3) Contenido de Agua y 4) Contenido de Azufre [12] [13]. La Gravedad °API
es la escala de densidad del petróleo según el Instituto Americano del Petróleo. La mayoría de los crudos tienen
una entre 27 y 40 grados API. Los inferiores a 27 se consideran crudos pesados y los superiores a 40 se
consideran crudos livianos.[14]
4.1.2. Características del Gas Natural
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos y otras sustancias consideradas impurezas. Se compone en un
95% de Metano (CH4) y otros alcanos de mayor peso molecular. Las sustancias no deseadas son el vapor de
agua (H2O) y sulfuro de hidrogeno (H2S) debido a que disminuyen el poder calorífico y generan daños en las
tuberías. El poder energético del gas natural está alrededor de los 1.000 BTU/ft
3
(British Thermal Unit / Feet
3
).](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-3-320.jpg)
![En Colombia, las especificaciones de calidad del gas natural son definidas por el RUT (Reglamento Único de
Transporte de Gas Natural) de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) [15]. La tabla 3 indica
algunas de las características más importantes del gas natural.
Propiedades Valor
Carbon content, weight % 73.3
Hydrogen content, weight % 23.9
Oxygen content, weight % 0.4
Relative molar mass 17–20
Relative density, 15◦C 0.72–0.81
Boiling point, ◦C -162
Auto-ignition temperature, ◦C 540–560
Stoichiometric air/fuel ratio, weight 17.2
Lower heating/calorific value, MJ/kg 38–50
Methane concentration, volume % 80–99
Ethane concentration, volume % 2.7–4.6
Nitrogen concentration, volume % 0.1–15
Carbon dioxide concentration, volume % 1–5
Sulfur concentration, weight % ppm < 5
Tabla 3. Características importantes del Gas Natural [16]
4.2. Equipos para Medición de Calidad
Los equipos para medición de calidad en hidrocarburos determinan características que impactan sobre la
capacidad energética. Lo deseable en estas mediciones es que los valores de impurezas tiendan a cero; sin
embargo, el producto debe cumplir por lo menos con la conformidad de calidad acordada por las partes en el
contrato de transferencia de custodia. Para el petróleo crudo se deben medir la cantidad de sedimentos y agua
presente. En el gas natural, el contenido de sulfuro de hidrógeno y vapor de agua. Los equipos de medición de
calidad son considerados “instrumentación analítica” ya que determinan sustancias específicas con
procedimientos de alta tecnología.
4.2.1. Monitor BS&W
El monitor de BS&W (Basic Sediment & Water) es usado en las unidades LACT. Este equipo determina la
cantidad de sedimentos y agua presentes en el petróleo crudo. El principio de funcionamiento de este equipo se
basa en la medición de la constante dieléctrica (capacitancia) del caudal. El porcentaje de BS&W no puede
superar el 1% [8].
4.2.2. Higrómetro
Este equipo mide la cantidad de vapor de agua presente en los hidrocarburos. La presencia de agua en el crudo
genera una medición incorrecta de volumen y genera daños en los caudalímetros. En el gas natural, el vapor de
agua disminuye el poder calorífico y deteriora las tuberías provocando fugas. Existen diferentes tecnologías
para la medición de agua Sensores de Impedancia, “Chilled Mirrors”, Micro-balanzas de cuarzo, Interferómetros
Fabry-Pérot y Espectroscopia con diodo túnel láser (TDLAS) [17].
4.2.3. Cromatógrafo
Los cromatógrafos son usados en las estaciones de medición de gas. Este equipo determina la concentración
de sustancias del gas natural mediante el calentamiento progresivo de la muestra. Los diferentes puntos de
ebullición de las sustancias permiten su separación y la cantidad presente es directamente proporcional al
tiempo de retención de la sustancia. Los resultados del análisis se obtienen en un cromatograma, donde la
geometría de la gráfica es determina la cantidad presente de las sustancias [18].
4.3. Equipos para Medición de Volumen
La medición de volumen tiene lugar una vez se ha verificado que el hidrocarburo cumple los criterios de calidad.
El volumen se puede obtener directamente o de modo inferencial dependiendo del tipo de caudalímetro usado.
Para determinar acertadamente el caudal se debe acondicionar el flujo y realizar mediciones complementarias
de presión y temperatura para obtener las condiciones estándar establecidas por AGA y API [13].](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-4-320.jpg)
![4.3.1. Eliminador de Gas/Aire
Para los hidrocarburos líquidos, los fluidos en fase gaseosa generan mediciones erróneas de caudal. Para
evitar esto, se deben eliminar el gas y aire presentes por medio de una serie de filtros instalados en el
acondicionador de flujo. La evacuación se realiza por medio de una válvula de retención (check valve) para
evitar que se devuelva al sistema de medición [13].
4.3.1. Acondicionador de Flujo
Este equipo denominado “Strainer” es un componente mecánico que tiene funciones diferentes en las unidades
LACT y en las estaciones de medición de gas. Para la medición de hidrocarburos líquidos, el strainer consiste
en un filtro que bloquea el paso de sólidos (ver Fig. 1). Un medidor de presión diferencial deber ser instalado
sobre el filtro para determinar si el filtro debe ser limpiado o remplazado. Para la medición de gas, el
acondicionador de flujo ajusta el perfil de flujo del fluido haciéndolo que se comporte de modo laminar [19][20].
Figura 1. Aspecto físico de un acondicionador (strainer) tipo canasta.
4.3.2. Medidores de Caudal Volumétrico
La medición de flujo o caudal se puede realizar obteniendo el volumen del fluido de forma directa o inferencial.
La medición directa se obtiene por el conteo de pulsos cada vez que el fluido entra y sale de la cámara del
caudalímetro. La medición inferencial se realiza midiendo el efecto de otras magnitudes que están relacionadas
directamente con el caudal, como las caídas de presión y velocidad [21]
4.3.2.1. Caudalímetro de Desplazamiento Positivo (PD)
Los caudalímetros PD son utilizados en las unidades LACT. Son una tecnología tradicional con más de 50 años
de uso. Este tipo de medidor mecánico unidireccional es muy efectivo y de bajo costo comparado con los
caudalímetros modernos como los ultrasónicos. Miden crudos altamente viscosos a temperatura entre -32 y 52
°C. El flujo que pueden medir está entre 60 y 13.000 barriles por hora según el tamaño de 2” a 16”. La linealidad
es de ±0.25% y la repetibilidad de ±0.02%. Este medidor volumétrico no es afectado por la velocidad o la
viscosidad del producto y no necesita acondicionamiento de flujo, pero requiere de filtros y demanda alto
mantenimiento. La señal de salida es una serie de pulsos que corresponden a cada revolución del medidor y
requieren de un totalizador que calcula el volumen medido en función de los pulsos [22][23].](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-5-320.jpg)
![Figura 2. Medidor de Caudal por desplazamiento
4.3.2.2. Caudalímetro Ultrasónico (UFM)
Los caudalímetros ultrasónicos son una de las tecnologías más modernas y eficientes disponibles actualmente
en el mercado [24]. Son muy usados para la medición de gas debido a que no son intrusivos, reduciendo al
máximo las caídas de presión. Este medidor es de tipo inferencial, el principio de funcionamiento se basa en
medir el tiempo de transito de pulsos de ultrasonido que viajan diagonalmente a través de las paredes de la
tubería. La diferencia de los tiempos es directamente proporcional al caudal. La precisión de este tipo de
medidor alcanza el 0.5% con intervalos de muestreo de por lo menos 1 segundo.
Figura 3. Ubicación de transductores en un medidor ultrasónico
Categoría Unidades PD Ultrasónico
Tamaño < 1” – 16” 4” – 20”
Caudal Max.
BPH 12.500 50.000
m
3
/h 2.000 7.930
Presión Max
psi 1.440 1.440
bar 100 100
Prover * VTP, SVP, CPP CPP
*VolumetricTankProver(VTP),SmallVolumeProver(SVP)y CoventionalPipeProver(CPP)
Tabla 4. Comparación entre caudalímetro de desplazamiento positivo y ultrasónico](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-6-320.jpg)
![4.3.3. Medidores de Presión
La medición de presión se realiza con el propósito de garantizar la seguridad del sistema y complementar la
medición de caudal. La presión es esencial en la medición de gas natural debido a que es un fluido altamente
compresible. La medición de presión se debe hacer localmente mediante manómetros y además con
transmisores para llevar la señal al cuarto de control. En la selección del instrumento, se deben considerar
factores del proceso de medición como pulsación, vibración, purgas, dimensiones de las tuberías, gabinetes,
soportes y tipo de conexión. Estas características varían si la medición es absoluta o diferencial.
Los filtros BS&W requieren medir la presión diferencial para identificar el estado de impurezas recogidas,
mientras que la medición de presión absoluta asociada al caudal se realiza aguas abajo del elemento primario
(caudalímetro). La presión estándar para medición de volumen es de 14,69 PSI (101.325 KPa) [11] .
Figura 4. Sensor y Transmisor de Presión. [25]
4.3.4. Medidores de Temperatura
La medición de temperatura es muy importante para el proceso porque, al igual que la presión, afecta
directamente el caudal volumétrico. Los instrumentos de medición de temperatura son generalmente
termocuplas instaladas por medio de termopozos, para protegerlas y permitir su rápido mantenimiento. Para
propósito de la medición de caudal, la temperatura del fluido se mide aguas abajo del caudalímetro. Las
temperatura estándar para medición de volumen es de 60,0 °F (15,56°C) de acuerdo con las normas API y
AGA.[11]
4.3.5. Computador de Flujo
Este equipo es un computador dedicado para la adquisición de datos de los instrumentos del sistema, se
compone de varios CPU de alta velocidad y capacidad de procesamiento. Todas las señales de instrumentación
son dirigidas al computador de flujo para registrar y calcular el flujo volumétrico o másico. Los algoritmos y
cálculos de compensación para medir el flujo se basan en los estándares ISO, AGA y API. El computador de
flujo puede funcionar de modo independiente o ligado a un sistema SCADA, generando reportes y almacenando
las mediciones totales y parciales en bases de datos locales. Otra función importante es monitorear y controlar
las válvulas de bloqueo y reguladoras de flujo [3].
5. Distribución de la Instrumentación
La instrumentación para medición de caudal se distribuye de acuerdo a lo mostrado en la Fig. 5. Esta imagen
corresponde al diagrama de instrumentación y tuberías (P&ID), para una estación de medición de gas de dos
líneas. Hay una línea principal y otra totalmente idéntica que sirve de respaldo.
El caudalímetro ultrasónico es el elemento primario, aguas abajo se miden la presión y temperatura. Cada
sensor tiene su respectivo transmisor. Los equipos para medición de calidad se observan en el diagrama a la
entrada del fluido, aquí se encuentran el Cromatógrafo, Analizador de Humedad y Analizador de punto de rocío.
Toda la instrumentación es comunicada con el computador de flujo, que a su vez es supervisado desde una
HMI (Interfaz Hombre-Maquina) y luego se comunica con el sistema SCADA.](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-7-320.jpg)
![Figura 5. Distribución de Instrumentos en un Sistema de Medición [26]
7. Conclusiones
La transferencia de custodia es un procedimiento para hacer cambio de dueño de hidrocarburos líquidos o
gaseosos por medio de unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer) o Estaciones de Medición de Gas
respectivamente. Requiere mediciones con errores muy bajos, menores al 0.1% para hidrocarburos líquidos y
menor al 0.5% para gas natural. Los procesos esenciales para realizar transferencia de custodia son determinar
la calidad del producto y luego medir el caudal volumétrico o másico.
Las mediciones se deben realizar a condiciones estándar de presión y temperatura, según lo estipulan AGA y
API. La normatividad es muy extensa y cubre los aspectos detallados para cada subproceso o equipo del
sistema de medición, sin embargo, no existe una metodología definida para proponer el desarrollo de un
sistema para transferencia de custodia, que permita la evaluación para selección de instrumentación.
La selección de instrumentación depende del tipo de medición requerida, y esto es definido por las
características del proceso. Los caudalímetros son el instrumento más importante del patín de medición y
pueden obtener mediciones de volumen directo o de modo inferencial. Adicionalmente requieren de mediciones
complementarias de presión y temperatura para calcular el flujo.
Para medición dinámica de hidrocarburos, el error total en la medición depende de una cadena de
incertidumbres asociadas a cada instrumento. Los equipos de instrumentación deben ser de altísima precisión,
repetibilidad, resolución y velocidad de respuesta. Debido a que las características de los combustibles cambian
rápidamente y no son homogéneos durante la transferencia de custodia, los periodos de muestreo deben ser
menores a 0.2 segundos.](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-8-320.jpg)
![Referencias
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Naturgas, Cartagena, Colombia, 2012.
[3] Emerie Dupuis y Gerard Hwang, «Custody Transfer: Flowmeter as Cash Register», Control Engineering Magazine, vol. 57, no
.
9, p. 4, nov-2010.
[4] Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución 71 DE 1999 - Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural (RUT).
2000, p. 70.
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Hydrocarbon Measurement, Oklahoma, USA, 2010, p. 4.
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[11] American Petroleum Institute, ANSI/API Recommended Practice 551 - Process Measurement Instrumentation, 1st. ed., vol. 1,
1 vols. Washington, USA: , 1993.
[12] Rafael Torres Robles y Javier Castro Arellano, Análisis y simulación de Procesos de Refinación del Petróleo, 1ra ed. México:
Alfaomega, 2002.
[13] Carlos V. Rey, «Seleccionar la Tecnología Adecuada para la Medición de Crudos Pesados en Transferencia de Custodia», in
MEMORIAS III CONGRESO JAIP 2012, Bogotá, Colombia, 2012, vol. 1, pp. 241–252.
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[24] Jesse Yoder, «Ultrasonic Flowmeters for Custody Transfer», Flow Control Network, p. 2, Juanary-2008.
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http://instrumentation.web.id/?p=445.](https://image.slidesharecdn.com/instrumentacion-210409100732/85/CRISTIAN-DAVID-OVALLE-YUSTI-9-320.jpg)
CRISTIAN DAVID OVALLE YUSTI
- 1. ANEXO 3 INSTRUMENTACIÓN PARA SISTEMAS AUTOMATIZADOS DE MEDICIÓN DINÁMICA DE HIDROCARBUROS Andrés Escobar Díaz* Luis Eduardo Oviedo Marin* Resumen: El presente artículo realiza una revisión conceptual y caracterización de la instrumentación utilizada en sistemas automáticos de medición dinámica de hidrocarburos. El término “transferencia de custodia” es definido mostrando su importancia para las mediciones de alto volumen y se explican ejemplos de la operación general de los sistemas de medición dinámica. Se resalta la importancia de cumplir las normas del Instituto Americano del Petróleo (API) y la Asociación Americana de Gas (AGA) para obtener mediciones confiables y precisas. Finalmente se explica un ejemplo real de la distribución de instrumentación y equipos de automatización en el sistema de medición. Palabras clave: Automatización, Gas Natural, Instrumentación, Transferencia de Custodia. Abstract: This article reviews the concepts and characteristics of the instrumentation used in dynamic measurement systems for hydrocarbon. The term "custody transfer" is defined showing its importance for high volume measurements and discusses examples of the general operation of dynamic measurement systems. It highlights the importance of meeting the standards of the American Petroleum Institute (API) and the American Gas Association (AGA) for reliable and accurate measurements. Finally a real example of the distribution of instrumentation and automation equipment in the measurement system is explained. Key Words: Automation, Custody Transfer, Instrumentation, Natural Gas. * * Ingeniero Electrónico, Magister en Electrónica, Docente de la Universidad Distrital “Francisco José de Caldas”, Bogotá, Colombia. [email protected] **Tecnólogo en Electrónica, Estudiante Ingeniería en Control, Universidad Distrital “Francisco José de Caldas”, Bogotá, Colombia. [email protected]
- 2. 1. Introducción El consumo mundial de energía se incrementó en 2,5% en durante 2011, gastando diariamente 88 millones de barriles de petróleo y 9 billones de metros cúbicos de gas natural. La producción de crudo en Colombia para ese año fue de 930.000 barriles, mientras que la de gas natural estuvo cercana a los 29 millones de metros cúbicos [1][2]. La venta de hidrocarburos requiere una medición muy confiable y precisa, ya que un pequeño error en la medición representa un valor económico muy alto que puede perjudicar tanto al vendedor como al comprador. Los sistemas de medición dinámica son utilizados en la venta de combustibles para medir automáticamente con altísima exactitud la cantidad entregada [3]. Los lineamientos para la construcción de estos sistemas son establecidos por organizaciones internacionales como el Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en inglés). En este documento se realiza un breve análisis de los equipos e instrumentación utilizada en los sistemas automáticos para transferencia de custodia de hidrocarburos explicando sus conceptos. 2. Transferencia de Custodia. En la industria de hidrocarburos, la transferencia de custodia es el proceso en donde el actual dueño de un combustible, cede totalmente la posesión, control y responsabilidad del manejo a un nuevo propietario. Este cambio de dueño se realiza en un punto del sistema de transporte de hidrocarburos, ya sea un punto intermedio o al final de un oleoducto o gasoducto según el tipo de combustible. Las mediciones de calidad y volumen obtenidas en la transferencia de custodia son utilizadas con propósitos comerciales y fiscales, obteniendo la respectiva facturación de venta así como el cálculo de impuestos o regalías. Debido al impacto económico que tiene la medición en la transferencia de custodia, es necesario que las mediciones sean de altísima precisión minimizando el error según lo acordado en los contratos [3][4]. 3. Sistemas de Medición Dinámica Un sistema de medición dinámica no tiene elementos de almacenamiento como tanques o depósitos, el fluido es medido mientras fluye continuamente a través del sistema. La medición determina la calidad y la cantidad del combustible, funcionando las 24 horas del día de forma automática e ininterrumpida [5]. A lo largo de la historia de la industria de hidrocarburos, organizaciones como el API (American Petroleum Institute) y la AGA (American Gas Association) han recopilado, documentado y estandarizado las características y conjuntos de procedimientos que especifican los lineamientos, para la óptima instalación y operación de equipos que funcionan en la industria de hidrocarburos, pasando por toda la cadena del valor en actividades como exploración, producción, refinamiento, transporte y distribución. También se definen normas para los componentes de tuberías, válvulas, tanques, e instrumentación, incluyendo las políticas de seguridad eléctrica, riesgos de incendio, comunicaciones y entrenamientos orientados a la operación y mantenimiento [6]. Entre las normas específicas para sistemas de medición se deben tener en cuenta las capítulos mencionadas en la tabla 1 que corresponden al MPMS (Manual of Petroleum Measurements Standards). MPMS TITULO Capítulo 4 Proving Systems Capítulo 5 Metering Capítulo 6 Metering Assemblies Capítulo 18 Custody Transfer Tabla 1. Capítulos del MPMS usados en la medición de transferencia de custodia 3.1. Unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer) Las unidades LACT realizan automáticamente la transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos determinando el volumen neto y la calidad del fluido. Estos sistemas, se componen de equipos de instrumentación, válvulas y tuberías, montados y ensamblados sobre una estructura metálica denominada “Patín”. Para diseñar estos sistemas de medición, el API define las normas “Specification for Lease Automatic
- 3. Custody Transfer (LACT) Equipment” [7] y “Manual of Petroleum Measurement Standards: Metering Assemblies Section 1 Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems” [8]. El funcionamiento de una unidad LACT inicia cuando el hidrocarburo es bombeado, el fluido es acondicionando eliminando el aire, agua e impurezas presentes. El caudal, presión, temperatura y densidad del fluido son medidos para calcular y registrar el volumen en condiciones estándar. Finalmente se ajusta la presión de salida para dispensar el fluido [9]. 3.2. Estaciones de Medición de Gas Estos sistemas de medición son diseñados para determinar la calidad y cantidad de gas natural dispensado en una transferencia de custodia. La medición de gas natural es más compleja que la de hidrocarburos líquidos porque el gas es un fluido compresible, que cambia su volumen en función de su composición, presión y temperatura. Para la construcción de una estación de medición de gas, la Asociación Americana de Gas (AGA, por su sigla en inglés) establece normas específicas (ver tabla 2) para la medición de calidad y de volumen. La instrumentación del sistema de medición también requiere las normas del API para cumplir los requerimientos de tuberías, instalación de instrumentación, sistema eléctrico y de protección contra fuego. [10] Norma Titulo AGA Report No. 4 Natural Gas Contract Measurement and Quality Clauses AGA Report No. 5 Natural Gas Energy Measurement AGA Report No. 8 Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon Gases AGA Report No. 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters AGA Report No. 10 Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases Tabla 2. Normas de la Asociación Americana de Gas (AGA) para medición de gas natural. 4. Instrumentación para Sistemas de Transferencia de Custodia En todo proceso industrial, las características de los materiales que requieren ser medidos tienen propiedades que los diferencian entre sí. Del mismo modo, existen diferentes equipos y principios de medición que deben ser empleados para determinar eficientemente estos atributos. Las normas para la instalación de instrumentación se encuentran dadas por el API en la publicación “Recommended Practice 551 - Process Measurement Instrumentation” [11], esta a su vez, incluye otras consideraciones en cuanto a la instalación eléctrica y adecuaciones de tuberías. 4.1. Características Generales de los Hidrocarburos 4.1.1. Características del Petróleo Crudo El petróleo es un combustible fósil extraído del subsuelo. Mediante procesos de fraccionamiento, combinación y destilación entre otros, se obtienen gran variedad de combustibles y derivados usados en la industria petroquímica. Las características más importantes del petróleo crudo para su medición en unidades LACT son: 1) Densidad, 2) Viscosidad, 3) Contenido de Agua y 4) Contenido de Azufre [12] [13]. La Gravedad °API es la escala de densidad del petróleo según el Instituto Americano del Petróleo. La mayoría de los crudos tienen una entre 27 y 40 grados API. Los inferiores a 27 se consideran crudos pesados y los superiores a 40 se consideran crudos livianos.[14] 4.1.2. Características del Gas Natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos y otras sustancias consideradas impurezas. Se compone en un 95% de Metano (CH4) y otros alcanos de mayor peso molecular. Las sustancias no deseadas son el vapor de agua (H2O) y sulfuro de hidrogeno (H2S) debido a que disminuyen el poder calorífico y generan daños en las tuberías. El poder energético del gas natural está alrededor de los 1.000 BTU/ft 3 (British Thermal Unit / Feet 3 ).
- 4. En Colombia, las especificaciones de calidad del gas natural son definidas por el RUT (Reglamento Único de Transporte de Gas Natural) de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) [15]. La tabla 3 indica algunas de las características más importantes del gas natural. Propiedades Valor Carbon content, weight % 73.3 Hydrogen content, weight % 23.9 Oxygen content, weight % 0.4 Relative molar mass 17–20 Relative density, 15◦C 0.72–0.81 Boiling point, ◦C -162 Auto-ignition temperature, ◦C 540–560 Stoichiometric air/fuel ratio, weight 17.2 Lower heating/calorific value, MJ/kg 38–50 Methane concentration, volume % 80–99 Ethane concentration, volume % 2.7–4.6 Nitrogen concentration, volume % 0.1–15 Carbon dioxide concentration, volume % 1–5 Sulfur concentration, weight % ppm < 5 Tabla 3. Características importantes del Gas Natural [16] 4.2. Equipos para Medición de Calidad Los equipos para medición de calidad en hidrocarburos determinan características que impactan sobre la capacidad energética. Lo deseable en estas mediciones es que los valores de impurezas tiendan a cero; sin embargo, el producto debe cumplir por lo menos con la conformidad de calidad acordada por las partes en el contrato de transferencia de custodia. Para el petróleo crudo se deben medir la cantidad de sedimentos y agua presente. En el gas natural, el contenido de sulfuro de hidrógeno y vapor de agua. Los equipos de medición de calidad son considerados “instrumentación analítica” ya que determinan sustancias específicas con procedimientos de alta tecnología. 4.2.1. Monitor BS&W El monitor de BS&W (Basic Sediment & Water) es usado en las unidades LACT. Este equipo determina la cantidad de sedimentos y agua presentes en el petróleo crudo. El principio de funcionamiento de este equipo se basa en la medición de la constante dieléctrica (capacitancia) del caudal. El porcentaje de BS&W no puede superar el 1% [8]. 4.2.2. Higrómetro Este equipo mide la cantidad de vapor de agua presente en los hidrocarburos. La presencia de agua en el crudo genera una medición incorrecta de volumen y genera daños en los caudalímetros. En el gas natural, el vapor de agua disminuye el poder calorífico y deteriora las tuberías provocando fugas. Existen diferentes tecnologías para la medición de agua Sensores de Impedancia, “Chilled Mirrors”, Micro-balanzas de cuarzo, Interferómetros Fabry-Pérot y Espectroscopia con diodo túnel láser (TDLAS) [17]. 4.2.3. Cromatógrafo Los cromatógrafos son usados en las estaciones de medición de gas. Este equipo determina la concentración de sustancias del gas natural mediante el calentamiento progresivo de la muestra. Los diferentes puntos de ebullición de las sustancias permiten su separación y la cantidad presente es directamente proporcional al tiempo de retención de la sustancia. Los resultados del análisis se obtienen en un cromatograma, donde la geometría de la gráfica es determina la cantidad presente de las sustancias [18]. 4.3. Equipos para Medición de Volumen La medición de volumen tiene lugar una vez se ha verificado que el hidrocarburo cumple los criterios de calidad. El volumen se puede obtener directamente o de modo inferencial dependiendo del tipo de caudalímetro usado. Para determinar acertadamente el caudal se debe acondicionar el flujo y realizar mediciones complementarias de presión y temperatura para obtener las condiciones estándar establecidas por AGA y API [13].
- 5. 4.3.1. Eliminador de Gas/Aire Para los hidrocarburos líquidos, los fluidos en fase gaseosa generan mediciones erróneas de caudal. Para evitar esto, se deben eliminar el gas y aire presentes por medio de una serie de filtros instalados en el acondicionador de flujo. La evacuación se realiza por medio de una válvula de retención (check valve) para evitar que se devuelva al sistema de medición [13]. 4.3.1. Acondicionador de Flujo Este equipo denominado “Strainer” es un componente mecánico que tiene funciones diferentes en las unidades LACT y en las estaciones de medición de gas. Para la medición de hidrocarburos líquidos, el strainer consiste en un filtro que bloquea el paso de sólidos (ver Fig. 1). Un medidor de presión diferencial deber ser instalado sobre el filtro para determinar si el filtro debe ser limpiado o remplazado. Para la medición de gas, el acondicionador de flujo ajusta el perfil de flujo del fluido haciéndolo que se comporte de modo laminar [19][20]. Figura 1. Aspecto físico de un acondicionador (strainer) tipo canasta. 4.3.2. Medidores de Caudal Volumétrico La medición de flujo o caudal se puede realizar obteniendo el volumen del fluido de forma directa o inferencial. La medición directa se obtiene por el conteo de pulsos cada vez que el fluido entra y sale de la cámara del caudalímetro. La medición inferencial se realiza midiendo el efecto de otras magnitudes que están relacionadas directamente con el caudal, como las caídas de presión y velocidad [21] 4.3.2.1. Caudalímetro de Desplazamiento Positivo (PD) Los caudalímetros PD son utilizados en las unidades LACT. Son una tecnología tradicional con más de 50 años de uso. Este tipo de medidor mecánico unidireccional es muy efectivo y de bajo costo comparado con los caudalímetros modernos como los ultrasónicos. Miden crudos altamente viscosos a temperatura entre -32 y 52 °C. El flujo que pueden medir está entre 60 y 13.000 barriles por hora según el tamaño de 2” a 16”. La linealidad es de ±0.25% y la repetibilidad de ±0.02%. Este medidor volumétrico no es afectado por la velocidad o la viscosidad del producto y no necesita acondicionamiento de flujo, pero requiere de filtros y demanda alto mantenimiento. La señal de salida es una serie de pulsos que corresponden a cada revolución del medidor y requieren de un totalizador que calcula el volumen medido en función de los pulsos [22][23].
- 6. Figura 2. Medidor de Caudal por desplazamiento 4.3.2.2. Caudalímetro Ultrasónico (UFM) Los caudalímetros ultrasónicos son una de las tecnologías más modernas y eficientes disponibles actualmente en el mercado [24]. Son muy usados para la medición de gas debido a que no son intrusivos, reduciendo al máximo las caídas de presión. Este medidor es de tipo inferencial, el principio de funcionamiento se basa en medir el tiempo de transito de pulsos de ultrasonido que viajan diagonalmente a través de las paredes de la tubería. La diferencia de los tiempos es directamente proporcional al caudal. La precisión de este tipo de medidor alcanza el 0.5% con intervalos de muestreo de por lo menos 1 segundo. Figura 3. Ubicación de transductores en un medidor ultrasónico Categoría Unidades PD Ultrasónico Tamaño < 1” – 16” 4” – 20” Caudal Max. BPH 12.500 50.000 m 3 /h 2.000 7.930 Presión Max psi 1.440 1.440 bar 100 100 Prover * VTP, SVP, CPP CPP *VolumetricTankProver(VTP),SmallVolumeProver(SVP)y CoventionalPipeProver(CPP) Tabla 4. Comparación entre caudalímetro de desplazamiento positivo y ultrasónico
- 7. 4.3.3. Medidores de Presión La medición de presión se realiza con el propósito de garantizar la seguridad del sistema y complementar la medición de caudal. La presión es esencial en la medición de gas natural debido a que es un fluido altamente compresible. La medición de presión se debe hacer localmente mediante manómetros y además con transmisores para llevar la señal al cuarto de control. En la selección del instrumento, se deben considerar factores del proceso de medición como pulsación, vibración, purgas, dimensiones de las tuberías, gabinetes, soportes y tipo de conexión. Estas características varían si la medición es absoluta o diferencial. Los filtros BS&W requieren medir la presión diferencial para identificar el estado de impurezas recogidas, mientras que la medición de presión absoluta asociada al caudal se realiza aguas abajo del elemento primario (caudalímetro). La presión estándar para medición de volumen es de 14,69 PSI (101.325 KPa) [11] . Figura 4. Sensor y Transmisor de Presión. [25] 4.3.4. Medidores de Temperatura La medición de temperatura es muy importante para el proceso porque, al igual que la presión, afecta directamente el caudal volumétrico. Los instrumentos de medición de temperatura son generalmente termocuplas instaladas por medio de termopozos, para protegerlas y permitir su rápido mantenimiento. Para propósito de la medición de caudal, la temperatura del fluido se mide aguas abajo del caudalímetro. Las temperatura estándar para medición de volumen es de 60,0 °F (15,56°C) de acuerdo con las normas API y AGA.[11] 4.3.5. Computador de Flujo Este equipo es un computador dedicado para la adquisición de datos de los instrumentos del sistema, se compone de varios CPU de alta velocidad y capacidad de procesamiento. Todas las señales de instrumentación son dirigidas al computador de flujo para registrar y calcular el flujo volumétrico o másico. Los algoritmos y cálculos de compensación para medir el flujo se basan en los estándares ISO, AGA y API. El computador de flujo puede funcionar de modo independiente o ligado a un sistema SCADA, generando reportes y almacenando las mediciones totales y parciales en bases de datos locales. Otra función importante es monitorear y controlar las válvulas de bloqueo y reguladoras de flujo [3]. 5. Distribución de la Instrumentación La instrumentación para medición de caudal se distribuye de acuerdo a lo mostrado en la Fig. 5. Esta imagen corresponde al diagrama de instrumentación y tuberías (P&ID), para una estación de medición de gas de dos líneas. Hay una línea principal y otra totalmente idéntica que sirve de respaldo. El caudalímetro ultrasónico es el elemento primario, aguas abajo se miden la presión y temperatura. Cada sensor tiene su respectivo transmisor. Los equipos para medición de calidad se observan en el diagrama a la entrada del fluido, aquí se encuentran el Cromatógrafo, Analizador de Humedad y Analizador de punto de rocío. Toda la instrumentación es comunicada con el computador de flujo, que a su vez es supervisado desde una HMI (Interfaz Hombre-Maquina) y luego se comunica con el sistema SCADA.
- 8. Figura 5. Distribución de Instrumentos en un Sistema de Medición [26] 7. Conclusiones La transferencia de custodia es un procedimiento para hacer cambio de dueño de hidrocarburos líquidos o gaseosos por medio de unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer) o Estaciones de Medición de Gas respectivamente. Requiere mediciones con errores muy bajos, menores al 0.1% para hidrocarburos líquidos y menor al 0.5% para gas natural. Los procesos esenciales para realizar transferencia de custodia son determinar la calidad del producto y luego medir el caudal volumétrico o másico. Las mediciones se deben realizar a condiciones estándar de presión y temperatura, según lo estipulan AGA y API. La normatividad es muy extensa y cubre los aspectos detallados para cada subproceso o equipo del sistema de medición, sin embargo, no existe una metodología definida para proponer el desarrollo de un sistema para transferencia de custodia, que permita la evaluación para selección de instrumentación. La selección de instrumentación depende del tipo de medición requerida, y esto es definido por las características del proceso. Los caudalímetros son el instrumento más importante del patín de medición y pueden obtener mediciones de volumen directo o de modo inferencial. Adicionalmente requieren de mediciones complementarias de presión y temperatura para calcular el flujo. Para medición dinámica de hidrocarburos, el error total en la medición depende de una cadena de incertidumbres asociadas a cada instrumento. Los equipos de instrumentación deben ser de altísima precisión, repetibilidad, resolución y velocidad de respuesta. Debido a que las características de los combustibles cambian rápidamente y no son homogéneos durante la transferencia de custodia, los periodos de muestreo deben ser menores a 0.2 segundos.
- 9. Referencias [1] BP p.l.c., «61st BP Statistical Review of World Energy.», 1 St James’s Square, London SW1Y 4PD, jun. 2012. [2] Jose Francisco Arata, «Exportación de GNL. Liberando el Potencial Gasífero de Colombia.», presented at the XV Congreso Naturgas, Cartagena, Colombia, 2012. [3] Emerie Dupuis y Gerard Hwang, «Custody Transfer: Flowmeter as Cash Register», Control Engineering Magazine, vol. 57, no . 9, p. 4, nov-2010. [4] Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución 71 DE 1999 - Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural (RUT). 2000, p. 70. [5] FMC Technologies Measurement Solutions, Inc., «Measurement Products and Systems for the Oil and Gas Industry». FMC Technologies Measurement Solutions, Inc., 2012. [6] American Petroleum Institute, API Catalog : Publications, Programs and Services, vol. 1. Washington, USA: American Petroleum Institute, 2005. [7] American Petroleum Institute, «SPEC 11N - Specification for Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Equipment». 01-ene- 1994. [8] American Petroleum Institute, «Chapter 6 Metering Assemblies - Section 1 Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems», in MPMS - Manual of Petroleum Measurement Standards, 2nd ed., vol. 1, 1 vols., Washington, USA: , 2002, p. 13. [9] Miles Chaney, «Design, Operation, and Maintenance of LACT Units», presented at the 85th International School of Hydrocarbon Measurement, Oklahoma, USA, 2010, p. 4. [10] Petrobras Argentina S.A., «Medición de Gas y Petróleo en Puntos de Transferencia», presented at the Jornadas sobre Medición de Gas y Petróleo, Buenos Aires, Argentina, 2005. [11] American Petroleum Institute, ANSI/API Recommended Practice 551 - Process Measurement Instrumentation, 1st. ed., vol. 1, 1 vols. Washington, USA: , 1993. [12] Rafael Torres Robles y Javier Castro Arellano, Análisis y simulación de Procesos de Refinación del Petróleo, 1ra ed. México: Alfaomega, 2002. [13] Carlos V. Rey, «Seleccionar la Tecnología Adecuada para la Medición de Crudos Pesados en Transferencia de Custodia», in MEMORIAS III CONGRESO JAIP 2012, Bogotá, Colombia, 2012, vol. 1, pp. 241–252. [14] Agencia Nacional de Hidrocarburos de Bolivia, «Glosario Técnico», Agencia Nacional de Hidrocarburos. [Online]. Available: http://www.anh.gob.bo/index.php?urlAdd=Glos. [Accessed: 08-ago-2012]. [15] ECOPETROL S.A., «Calidad del Gas Natural en Colombia», ECOPETROL Energia para el Futuro. [Online]. Available: http://www.ecopetrol.com.co/ contenido.aspx? catID=358& conID=42579. [Accessed: 07-jun-2012]. [16] Saeid Mokhatab, Handbook of Natural Gas Transmission and Processing, 1st. Edition., vol. 1, 1 vols. Gulf Professional Publishing, 2006. [17] Gerard Mc. Keogh y Ken Soleyn, «A Comparison of Moisture Measurement Technologies for Natural Gas», presented at the 6th International Gas Analysis Symposium & Exhibition, Rotterdam, Netherlands, 2011, p. 10. [18] Shane Hale, «The Fundamentals of Pipeline Gas Chromatographs», Pipeline & Gas Journal, vol. 238, no . 7, p. 3, jul-2011. [19] Craig A. Francisco, «L.A.C.T. UNIT DESIGN», Flowmeter Directory, 23-may-2002. [Online]. Available: http://www.flowmeterdirectory.com/flowmeter_artc_02052301.html. [Accessed: 22-may-2012]. [20] Saeid Mokhatab, «Fundamentals of Gas Pipeline Metering Stations», Pipeline & Gas Journal, vol. 236, no . 1, p. 3, 2009. [21] Antonio Creus Solé, Instrumentación Industrial, 6a. ed., vol. 1. Barcelona, España: Alfaomega, 1997. [22] Daniel J. Rudroff, «Design, Operation, and Maintenance of LACT Units», presented at the Source: 69th International School of Hydrocarbon Measurement, Houston, Texas. USA, 1994, pp. 634–641. [23] Jesse Yoder, «A Place for Positive Displacement PD flowmeters quietly excel in low-flowrate, highviscosity, and liquid and gas metering applications», Flow Control, p. 9, 11-nov-2008. [24] Jesse Yoder, «Ultrasonic Flowmeters for Custody Transfer», Flow Control Network, p. 2, Juanary-2008. [25] Invensys Operations Management, «Foxboro Pressure Transmitters», 2005. [Online]. Available: http://iom.invensys.com/EN/pdfLibrary/Brochure_Foxboro_Pressure_03-10.pdf. [Accessed: 28-sep-2012]. [26] «Introduction to Gas Metering System», Instrumentation and Process Control. [Online]. Available: http://instrumentation.web.id/?p=445.