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SISTEMA DE MEDICION DE FLUIDOS
Jornadas sobre:
“Medición de Gas y Petróleo en Puntos de Transferencia,
de Campos de Producción a Medios de Transporte”
Subsecretaría de Combustibles
Buenos Aires - 28 y 29 de Septiembre de 2005
- Descripción de la compañía, ubicación geográfica e instalaciones.
- Esquema de Procesos y Puntos de Medición.
- Mejoras implementadas.
- Cómo se efectuan las mediciones.
- Hoja de especificaciones y fotos de los Puntos de Medición.
ALCANCE DE LA PRESENTACION
- Conclusiones.
Buenos
Aires
Argentina
Argentina
Bahía
Blanca
Poliducto
Poliducto
Buenos
Aires
Bolivia
Argentina
Loma
La Lata
Bahía
Blanca
Cuenca
Neuquina
Separadora Fraccionadora
Planta
Instalaciones de
Almacenaje y
Carga
Poliducto
Planta
UBICACIÓN GEOGRAFICA
Planta Fraccionadora:
Fraccionamiento del NGL en Etano, Propano,
Butanos y Gasolina. Acondicionamiento y
Despacho de Etano y Almacenamiento de los
líquidos para carga a buques.
Planta Separadora:
Deshidratación por tamices moleculares y
recuperación de NGL (Tecnología Ortloff).
Poliducto y Estación de
Rebombeo
INSTALACIONES
PUNTOS DE MEDICION
800-T-04
A
800-T-01
A
800-T-01
C
800-T-01
B
Planta
Separadora
Loma La Lata
800-T-04
B
Propano Refrigerado
Butano Refrigerado
Gasolina
PS-2
Gas Residual a
Gasoductos
Troncales
Gas Natural de
Yacimiento
Loma La Lata
Estación de
Rebombeo
Coronel Belisle
Río Negro
Etano a PBB Polisur
Gto. NEUBA II
Gto. Pacífico
Gtos. Centro Oeste I y II
1
5
4
3
2
Planta
Fraccionadora
Bahía Blanca
DESCRIPCION DE LOS PUNTOS DE MEDICION
Punto de
medición
Fluido Función
Partes
Interesa
das
Tipo de
Medidor
Normas Aplicadas
AGA 9 - Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters (1998 o
AGA 8 - Compressibility Factor of Natural Gas and Related
Hydrocarbon Gases
AGA Nº 7 Measurement of Gas by Turbine Meters
AGA 10 - Speed of Sound in Natural Gas and Other Related
Hydrocarbon Gases
Manual of Petroleum Measurement Standards _ Chapter 21 -Flow
Measurement Using Electronic Metering Systems, Section I - Electronic
Gas Measurement_ Manual of Petroleum
Designation: D 1945 – 03 Standard Test Method for
Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography1
Procedimientos Internos de Compañía MEGA S.A.
ASTM 8195 - 95 (para Techo flotante)
Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 3 -Tank
Gauging Section 1A / 1B / 3 / 4 / 5 / 6 - Standard Practice for the Manual
Gauging of Petroleum and Petroleum Products
ManuaI of PetroIeum Measurement Standards Chapter 12-Calculation of
PetroIeum Quantities Section I-Calculation of Static Petroleum Part I-
Upright Cylindrical Tanks and Marine Quantities Vessels
Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11 .I-Volume
Correction Factors Volume IV TABLE 23A-Generalized Crude Oils
Correction of Observed Relative Density to Relative Density 60160°F of
Volume to 60°F Against Relative Density 6O/6O0F TABLE 24A-G
Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11 .l -Volume
Correction Factors Volume VI1 TABLE 53A- Generalized Crude Oils
Correction of Observed Density to Density at 15°C Correction of Volume
to 15°C Against Density at 15°C TABLE 54A- Generalized C
Manual de Estándares de Medición de Petróleo Capítulo
17—Mediciones Marítimas Sección 1—Guías para la Inspección de
Cargas Marítimas
Technical Publication TP-25 Temperature Correction for the Volume of
Light Hydrocarbons Tables 24E and 23E
Nivel de
Tanques
LPG:
Cisternas
BT y
Gasolina
Natural:
tanques de
Almacenaje
4 y 5
Propano - Butano
y Mezcla
(especificación
según GPA)
Gasolina Natural
Despacho MEGA -
PETROBRAS
Ultrasónic
Gas Flow
Meter
2
Gas Residual - A
Gasoductos y
Reinyección a
Yacimientos
Entrega
Ultrasónic
Gas Flow
Meter
1
Gas Natural - De
Yacimientos y
Plantas de
Acondicionamiento
Recepción
YPF -
MEGA
Ultrasónic
Gas Flow
Meter
3 Etano Despacho
MEGA -
DOW
PUNTO DE MEDICION 1
PUNTO DE MEDICION 2
PUNTO DE MEDICION 3
TANQUES REFRIGERADOS DE
PROPANO Y BUTANO
TANQUES DE GASOLINA
CÓMO SE MIDEN LOS LÍQUIDOS?
Hay 2 tanques, uno recibe producción mientras que el otro es destinado a despacho.
Los tanques son de 15.000 m3 cada uno y techo flotante. Volúmen total despachable 23.000 m3.
Del tanque destinado a despacho se procede a extraer 12 muestras de 1 litro c/u, destinadas a
determinar la calidad de la gasolina, y otras para conservar en guarda, tanto en Mega como en
la Cía de Control.
Posteriormente se procede a la medición que se realiza mediante cinta y pilón, midiendo el vacío
del tanque desde un punto de referencia y por diferencia respecto de la altura total se obtiene el
volumen neto de gasolina. Este volumen es denominado volumen natural que luego es corregido
por temperatura y densidad para obtener el volumen a 15°C. Para la determinación del volumen
final se procede de igual manera. El volumen despachado resulta de la diferencia de ambos. En
la medición de tanques interviene una Compañía de Control que fiscaliza las mismas para
ambas partes. Además Interviene la Aduana Argentina.
Para el despacho de Propano, Butanos y/o mezclas se procede de igual forma pero las
mediciones se realizan en buque. Hay 3 tanques de 35.000 m3 c/u. Volumen neto desplachable
32.000 m3 c/u. El volumen neto despachado tiene en cuenta correcciones por presión,
temperatura, densidad y otros factores. En cuanto al muestreo, el mismo tiene lugar instantes
previos al inicio de la carga.
Medidores de Caudal
En las unidades de Transferencia de Custodia el elemento primario es un medidor de flujo ultrasónico de
cuatro cuerdas lo cual garantiza redundancia, una mayor exactitud y estabilidad, en diámetros entre 10” y 20”
dependiendo del punto de medición de Compañía MEGA S.A..
Los medidores de flujo ultrasónicos miden caudal volumétrico a condiciones de proceso. Los datos obtenidos
por los mismos son procesados en sendos computadores de flujo que convierten el valor de caudal
volumétrico leído en caudal másico a partir de la incorporación de mediciones adicionales, (Presión,
Temperatura, Densidad y Cromatografía).
Las instalaciones cumplen o mejoran la perfomance especificada en AGA Reporte N° 9.
Los medidores poseen certificado de “Flow Calibration” y ensayos de Fábrica. A su vez, los mismos tienen
certificados de calibración de Laboratorio acreditado (CEESI, E.E.U.U.).
Los cálculos se realizan mediante computadores de flujo dedicados en donde se puede realizar el cálculo de
los factores de compresibilidad se obtienen a partir de AGA Reporte N° 8 detallado.
La medición electrónica de gas sigue los lineamientos de la norma API Cap. 21 Sección 1.
En forma paralela, los medidores son monitoreados por un software de soporte que provee datos en tiempo
real de velocidades del sonido, velocidades del fluido, tiempos de tránsito, formas de onda, ruido, ganancias,
parámetros de configuración, alarmas, eventos, históricos y otras herramientas de diagnóstico.
Permite también realizar cálculos de AGA 10, esto significa que puede compararse la velocidad del sonido
determinada por el medidor y la que se obtiene por cromatografía, presión y temperatura. El desvío máximo
aceptado debe ser igual o inferior a 0,3 % sobre ambos datos.
CÓMO SE MIDEN LOS GASES?
Compensaciones
La composición requerida para el cálculo del volumen se obtiene de a partir de cromatógrafo de línea
dedicados (Se analiza hasta C6+).
La composición del gas patrón y los ensayos de repetibilidad y reproducibilidad deben cumplir con las
tolerancias admitidas por la Norma ASTM-D 1945. Se contrastan con gas patrón primario certificado y/o
gases de contraste aceptados por las partes. La validación del Cromatógrafo se realiza mensualmente.
Dependiendo del punto de medición, la densidad es medida por un Densitómetro en línea cuyo principio de
medición utilizado es por Coriolis. El transmisor va conectado directamente al computador de flujo que utiliza
el dato para calcular la masa. En otros puntos de medición se toma el valor de densidad calculado por
cromatografía.
La medición de presión estática y temperatura se realiza con transmisores inteligentes cuya exactitud es del
0,1%, los cuales se calibran con instrumentos trazables a patrones nacionales cuya exactitud es 3 (tres)
veces mejor que la de estos equipos. Los instrumentos utilizados como patrones de trabajo poseen
certificados vigentes a la fecha de su utilización otorgados por el ente certificador utilizado. La vigencia de los
mismos se ajusta a lo establecido en nuestros procedimientos. Se utilizan laboratorios que a su vez deben
estar cetificados para las magnitudes solicitadas, (INTI, NIST, etc.).
Los puentes de medición han sido aceptados desde su etapa de diseño por las partes intervinientes en la
transferencia de Custodia.
Los computadores de flujo son los encargados de realizar todos los cálculos. La aplicación que corre en los
mismos deberá ser aprobada por ambas partes.
CÓMO SE MIDEN LOS GASES?
TT
AT
PT
Metering
System
Computer
Computador
de Flujo
Impresora
de Ticket
M
E
T
E
R
De/A
Proveedor/Cliente
A/De Planta
GC
GC Server
Yokogawa bus
Modbus Daniel
Modbus
RTU
DCS
Modbus
RTU
Protocolo Propietario
TCP/IP
Pulsos + 2wire para
Trasmmisores
Analógicos
Cromatógrafo On-Line
Skid de Medición
Trans. Presión
Trans. Temp.
Trans. Densidad
TRANSMISION DE DATOS
• Separación de las mediciones de las dos corrientes de ingreso a Planta :
• Instalación de dos medidores de Flujo másico y computador de Caudal para medir la
producción en los trenes, en lugar de la medición de placa orificio existente. Esto logró una
disminución sustancial en la incertidumbre del RTP y del Balance puesto que estos
medidores poseen una exactitud del 0,1%.
• Actualización de la electrónica de los medidores Ultrasónicos, que mejora la exactitud
del medidor (Del 0,5% al 0,1%).
• Instalación de dos medidores de flujo de antorchas que permitieron realizar el cómputo
del gas venteado.
• Instalación cromatógrafo y computador de caudal para medir bombeo al poliducto, y
recepción en Bahía Blanca en lugar de la medición por placa orificio existente. Esto
permitirá reducir la incertidumbre combinada para la determinación de los Balances de
Materia.
MEJORAS EN LAS MEDICIONES
• Otras mejoras.
Jornadas Medicion GyP.ppt
* En las unidades de Transferencia de Custodia de Producto
participan varias Partes (Proveedor-Cliente).
CONCLUSIONES
* Las mediciones están dentro de las exactitudes publicadas
por los fabricantes de los instrumentos de medición y sus
exactitudes cumplen o mejoran lo expresado en las Normas.
* Las instalaciones de Compañía Mega, poseen mediciones
internas de planta (medidores de placa, medidores másicos,
cromatógrafos on line, etc.) que permiten monitorear el
sistema de mediciones en su conjunto.
* Sistema de medición altamente confiable.
SISTEMA DE MEDICION DE FLUIDOS
Jornadas sobre:
“Medición de Gas y Petróleo en Puntos de Transferencia,
de Campos de Producción a Medios de Transporte”
Subsecretaría de Combustibles
Buenos Aires - 28 y 29 de Septiembre de 2005

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  • 1. SISTEMA DE MEDICION DE FLUIDOS Jornadas sobre: “Medición de Gas y Petróleo en Puntos de Transferencia, de Campos de Producción a Medios de Transporte” Subsecretaría de Combustibles Buenos Aires - 28 y 29 de Septiembre de 2005
  • 2. - Descripción de la compañía, ubicación geográfica e instalaciones. - Esquema de Procesos y Puntos de Medición. - Mejoras implementadas. - Cómo se efectuan las mediciones. - Hoja de especificaciones y fotos de los Puntos de Medición. ALCANCE DE LA PRESENTACION - Conclusiones.
  • 4. Planta Fraccionadora: Fraccionamiento del NGL en Etano, Propano, Butanos y Gasolina. Acondicionamiento y Despacho de Etano y Almacenamiento de los líquidos para carga a buques. Planta Separadora: Deshidratación por tamices moleculares y recuperación de NGL (Tecnología Ortloff). Poliducto y Estación de Rebombeo INSTALACIONES
  • 5. PUNTOS DE MEDICION 800-T-04 A 800-T-01 A 800-T-01 C 800-T-01 B Planta Separadora Loma La Lata 800-T-04 B Propano Refrigerado Butano Refrigerado Gasolina PS-2 Gas Residual a Gasoductos Troncales Gas Natural de Yacimiento Loma La Lata Estación de Rebombeo Coronel Belisle Río Negro Etano a PBB Polisur Gto. NEUBA II Gto. Pacífico Gtos. Centro Oeste I y II 1 5 4 3 2 Planta Fraccionadora Bahía Blanca
  • 6. DESCRIPCION DE LOS PUNTOS DE MEDICION Punto de medición Fluido Función Partes Interesa das Tipo de Medidor Normas Aplicadas AGA 9 - Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters (1998 o AGA 8 - Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon Gases AGA Nº 7 Measurement of Gas by Turbine Meters AGA 10 - Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases Manual of Petroleum Measurement Standards _ Chapter 21 -Flow Measurement Using Electronic Metering Systems, Section I - Electronic Gas Measurement_ Manual of Petroleum Designation: D 1945 – 03 Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography1 Procedimientos Internos de Compañía MEGA S.A. ASTM 8195 - 95 (para Techo flotante) Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 3 -Tank Gauging Section 1A / 1B / 3 / 4 / 5 / 6 - Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products ManuaI of PetroIeum Measurement Standards Chapter 12-Calculation of PetroIeum Quantities Section I-Calculation of Static Petroleum Part I- Upright Cylindrical Tanks and Marine Quantities Vessels Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11 .I-Volume Correction Factors Volume IV TABLE 23A-Generalized Crude Oils Correction of Observed Relative Density to Relative Density 60160°F of Volume to 60°F Against Relative Density 6O/6O0F TABLE 24A-G Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11 .l -Volume Correction Factors Volume VI1 TABLE 53A- Generalized Crude Oils Correction of Observed Density to Density at 15°C Correction of Volume to 15°C Against Density at 15°C TABLE 54A- Generalized C Manual de Estándares de Medición de Petróleo Capítulo 17—Mediciones Marítimas Sección 1—Guías para la Inspección de Cargas Marítimas Technical Publication TP-25 Temperature Correction for the Volume of Light Hydrocarbons Tables 24E and 23E Nivel de Tanques LPG: Cisternas BT y Gasolina Natural: tanques de Almacenaje 4 y 5 Propano - Butano y Mezcla (especificación según GPA) Gasolina Natural Despacho MEGA - PETROBRAS Ultrasónic Gas Flow Meter 2 Gas Residual - A Gasoductos y Reinyección a Yacimientos Entrega Ultrasónic Gas Flow Meter 1 Gas Natural - De Yacimientos y Plantas de Acondicionamiento Recepción YPF - MEGA Ultrasónic Gas Flow Meter 3 Etano Despacho MEGA - DOW
  • 12. CÓMO SE MIDEN LOS LÍQUIDOS? Hay 2 tanques, uno recibe producción mientras que el otro es destinado a despacho. Los tanques son de 15.000 m3 cada uno y techo flotante. Volúmen total despachable 23.000 m3. Del tanque destinado a despacho se procede a extraer 12 muestras de 1 litro c/u, destinadas a determinar la calidad de la gasolina, y otras para conservar en guarda, tanto en Mega como en la Cía de Control. Posteriormente se procede a la medición que se realiza mediante cinta y pilón, midiendo el vacío del tanque desde un punto de referencia y por diferencia respecto de la altura total se obtiene el volumen neto de gasolina. Este volumen es denominado volumen natural que luego es corregido por temperatura y densidad para obtener el volumen a 15°C. Para la determinación del volumen final se procede de igual manera. El volumen despachado resulta de la diferencia de ambos. En la medición de tanques interviene una Compañía de Control que fiscaliza las mismas para ambas partes. Además Interviene la Aduana Argentina. Para el despacho de Propano, Butanos y/o mezclas se procede de igual forma pero las mediciones se realizan en buque. Hay 3 tanques de 35.000 m3 c/u. Volumen neto desplachable 32.000 m3 c/u. El volumen neto despachado tiene en cuenta correcciones por presión, temperatura, densidad y otros factores. En cuanto al muestreo, el mismo tiene lugar instantes previos al inicio de la carga.
  • 13. Medidores de Caudal En las unidades de Transferencia de Custodia el elemento primario es un medidor de flujo ultrasónico de cuatro cuerdas lo cual garantiza redundancia, una mayor exactitud y estabilidad, en diámetros entre 10” y 20” dependiendo del punto de medición de Compañía MEGA S.A.. Los medidores de flujo ultrasónicos miden caudal volumétrico a condiciones de proceso. Los datos obtenidos por los mismos son procesados en sendos computadores de flujo que convierten el valor de caudal volumétrico leído en caudal másico a partir de la incorporación de mediciones adicionales, (Presión, Temperatura, Densidad y Cromatografía). Las instalaciones cumplen o mejoran la perfomance especificada en AGA Reporte N° 9. Los medidores poseen certificado de “Flow Calibration” y ensayos de Fábrica. A su vez, los mismos tienen certificados de calibración de Laboratorio acreditado (CEESI, E.E.U.U.). Los cálculos se realizan mediante computadores de flujo dedicados en donde se puede realizar el cálculo de los factores de compresibilidad se obtienen a partir de AGA Reporte N° 8 detallado. La medición electrónica de gas sigue los lineamientos de la norma API Cap. 21 Sección 1. En forma paralela, los medidores son monitoreados por un software de soporte que provee datos en tiempo real de velocidades del sonido, velocidades del fluido, tiempos de tránsito, formas de onda, ruido, ganancias, parámetros de configuración, alarmas, eventos, históricos y otras herramientas de diagnóstico. Permite también realizar cálculos de AGA 10, esto significa que puede compararse la velocidad del sonido determinada por el medidor y la que se obtiene por cromatografía, presión y temperatura. El desvío máximo aceptado debe ser igual o inferior a 0,3 % sobre ambos datos. CÓMO SE MIDEN LOS GASES?
  • 14. Compensaciones La composición requerida para el cálculo del volumen se obtiene de a partir de cromatógrafo de línea dedicados (Se analiza hasta C6+). La composición del gas patrón y los ensayos de repetibilidad y reproducibilidad deben cumplir con las tolerancias admitidas por la Norma ASTM-D 1945. Se contrastan con gas patrón primario certificado y/o gases de contraste aceptados por las partes. La validación del Cromatógrafo se realiza mensualmente. Dependiendo del punto de medición, la densidad es medida por un Densitómetro en línea cuyo principio de medición utilizado es por Coriolis. El transmisor va conectado directamente al computador de flujo que utiliza el dato para calcular la masa. En otros puntos de medición se toma el valor de densidad calculado por cromatografía. La medición de presión estática y temperatura se realiza con transmisores inteligentes cuya exactitud es del 0,1%, los cuales se calibran con instrumentos trazables a patrones nacionales cuya exactitud es 3 (tres) veces mejor que la de estos equipos. Los instrumentos utilizados como patrones de trabajo poseen certificados vigentes a la fecha de su utilización otorgados por el ente certificador utilizado. La vigencia de los mismos se ajusta a lo establecido en nuestros procedimientos. Se utilizan laboratorios que a su vez deben estar cetificados para las magnitudes solicitadas, (INTI, NIST, etc.). Los puentes de medición han sido aceptados desde su etapa de diseño por las partes intervinientes en la transferencia de Custodia. Los computadores de flujo son los encargados de realizar todos los cálculos. La aplicación que corre en los mismos deberá ser aprobada por ambas partes. CÓMO SE MIDEN LOS GASES?
  • 15. TT AT PT Metering System Computer Computador de Flujo Impresora de Ticket M E T E R De/A Proveedor/Cliente A/De Planta GC GC Server Yokogawa bus Modbus Daniel Modbus RTU DCS Modbus RTU Protocolo Propietario TCP/IP Pulsos + 2wire para Trasmmisores Analógicos Cromatógrafo On-Line Skid de Medición Trans. Presión Trans. Temp. Trans. Densidad TRANSMISION DE DATOS
  • 16. • Separación de las mediciones de las dos corrientes de ingreso a Planta : • Instalación de dos medidores de Flujo másico y computador de Caudal para medir la producción en los trenes, en lugar de la medición de placa orificio existente. Esto logró una disminución sustancial en la incertidumbre del RTP y del Balance puesto que estos medidores poseen una exactitud del 0,1%. • Actualización de la electrónica de los medidores Ultrasónicos, que mejora la exactitud del medidor (Del 0,5% al 0,1%). • Instalación de dos medidores de flujo de antorchas que permitieron realizar el cómputo del gas venteado. • Instalación cromatógrafo y computador de caudal para medir bombeo al poliducto, y recepción en Bahía Blanca en lugar de la medición por placa orificio existente. Esto permitirá reducir la incertidumbre combinada para la determinación de los Balances de Materia. MEJORAS EN LAS MEDICIONES • Otras mejoras.
  • 18. * En las unidades de Transferencia de Custodia de Producto participan varias Partes (Proveedor-Cliente). CONCLUSIONES * Las mediciones están dentro de las exactitudes publicadas por los fabricantes de los instrumentos de medición y sus exactitudes cumplen o mejoran lo expresado en las Normas. * Las instalaciones de Compañía Mega, poseen mediciones internas de planta (medidores de placa, medidores másicos, cromatógrafos on line, etc.) que permiten monitorear el sistema de mediciones en su conjunto. * Sistema de medición altamente confiable.
  • 19. SISTEMA DE MEDICION DE FLUIDOS Jornadas sobre: “Medición de Gas y Petróleo en Puntos de Transferencia, de Campos de Producción a Medios de Transporte” Subsecretaría de Combustibles Buenos Aires - 28 y 29 de Septiembre de 2005