ctl cpl.pptx

TEOREMA DE BERNOULLI
El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la conservación
de la energía al flujo de fluidos en una tubería.
La energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como
Referencia es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión y la altura
debida a la velocidad, es decir
𝑍 +
𝑃
𝜌𝑔𝑛
+
𝑣2
2𝑔𝑛
= 𝐻
Todas las formulas practicas para flujo de fluidos se derivan del teorema de Bernoulli,
con modificaciones para tener en cuenta las pérdidas debidas al rozamiento.

TEOREMA DE BERNOULLI
Si las pérdidas por rozamiento se desprecian y no se aporta o se toma ninguna energía
Del sistema de tuberías (bombas o turbinas), la altura total H en la ecuación anterior permanecerá
constante para cualquier punto del fluido.
Sin embargo, en la realidad existen perdidas o incrementos de energía que deben incluirse en la
ecuación de Bernoulli.
Por lo tanto, el balance de energía puede escribirse para dos puntos del fluido, según se indica en
la figura.
Nótese que la perdida por rozamiento en la tubería desde el punto uno al punto dos (ℎ𝐿) se expresa
Como la pérdida de altura en metros de fluido (pies de fluido). La ecuación pude escribirse de la
siguiente manera
𝒁𝟏 +
𝑷𝟏
𝝆𝟏𝒈𝒏
+
𝒗𝟏
𝟐
𝟐𝒈𝒏
= 𝒁𝟏 +
𝑷𝟐
𝝆𝟐𝒈𝒏
+
𝒗𝟐
𝟐
𝟐𝒈𝒏
+ 𝒉𝑳

Z1 Z2
1 2
FLUJO
PLANO HORIZONTAL ARBITRARIO DE REFERENCIA
𝑣2
2
2𝑔𝑛
𝑣1
2
2𝑔𝑛
hL
𝑃1
𝜌𝑔𝑛
𝑃2
𝜌𝑔𝑛

● Z = Altura o elevación potencial sobre el nivel de referencia en metros
(pie)
● u = Velocidad media de flujo en metros por segundo (pie / segundo)
● P = Presión manométrica en Newton por metro cuadrado (Pascal)
(libras/ pulgada cuadrada)
● 𝒈𝒏 o g = Aceleración de la gravedad = 9.81 metros, por segundo
𝟐
(32.2
pies /segundo
𝟐
)
● 𝒉𝑳 = Pérdida de carga debida al flujo del fluido, en metros de columna
de fluido (pies)
● r = Densidad del fluido en kilogramos por metro cúbico (libras/𝒑𝒊𝒆𝟑
)
TEOREMA DE BERNOULLI IR

CTL Y CPL
TABLAS APLICADAS PARA HIDROCARBUROS

CTL Y CPL
A como esta el litro de la gasolina Magna ?
Cuánto cuesta un barril de Petróleo crudo ?

CTL Y CPL
Los operadores petroleros, los encargados de despacho de
combustibles, los transportistas y encargados de la
transferencia de custodia, se ven en la necesidad de asegurar
que la cantidad que están negociando este dentro de los
parámetros acordados con sus clientes, reglamentos
gubernamentales o locales.
Basándose en Normas, Reglamentos, Reportes, Disposiciones
y otros documentos que abordan estos temas.

CTL Y CPL
Dentro de lo requerido para cumplir con los acuerdos entre partes
(comprador - vendedor ) esta el de la validación de las cantidades
entregadas y/o recibidas de hidrocarburos ya sea en estado liquido, o
como gas.
Para cumplir con lo dispuesto en la Industria de Hidrocarburos existen
diferentes sectores, cada uno estableciendo distintos tipos de estándares
o requerimientos según su actividad. Con fundamento en la Ley Federal
sobre Metrología y Normalización (LFMN).

Clasificación y orden en el que se deben observar los estándares o
requerimientos relacionados a un bien o servicio:
● 1. Reglamentos Técnicos Nacionales: Son las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs), de
observancia obligatoria, en las que se establecen las características de un bien o servicio o
los procesos y métodos de producción relacionados, con la inclusión de las disposiciones
administrativas aplicables. Son emitidas exclusivamente por dependencias de gobierno y
los organismos reguladores, dentro de las cuales destacan la Secretaría de Energía
(SENER), la Secretaría de Economía (SE), la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos
Naturales (SEMARNAT), la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), entre otras.
Fuente:
GUÍA DE ESTÁNDARES TÉCNICOS PARA EMPRESAS PROVEEDORAS DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS 2017 , S. E.

● Estándares Nacionales: Son las Normas Mexicanas (NMXs) de observancia
voluntaria (a diferencia de una NOM, que es obligatoria), emitidas por la
Secretaría de Economía o por entidades de carácter privado, conocidas como
Organismos Nacionales de Normalización (ONN). Dentro de los antes
mencionados, encontramos varios organismos como por ejemplo el Instituto
Mexicano de Normalización y Certificación (IMNC), la Asociación de
Normalización y Certificación (ANCE), y Normalización y Certificación Electrónica
(NYCE), entre otros. En esta clasificación también se encuentran las Normas de
Referencia (NRFs) de las antiguas empresas paraestatales como PEMEX y CFE.
Fuente:
GUÍA DE ESTÁNDARES TÉCNICOS PARA EMPRESAS PROVEEDORAS DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS 2017

● Normas Internacionales: Son aquéllas emitidas por organizaciones
creadoras o desarrolladoras de estándares (Standards Developing
Organizations, SDO) típicamente de carácter privado, como la Organización
de Normalización Internacional (ISO), la Comisión Electrotécnica
Internacional (IEC), la International Maritime Organization (IMO), el
Bureau International des Poids et Mesures (BIPM), la Organisation
Internationale de Métrologie Légale (OIML), entre otras, que a través de sus
respectivos países miembros emiten normas acordadas por consenso y que
son adoptadas por la comunidad internacional.
Fuente:

● Estándares Extranjeros: Diferentes instituciones privadas que publican
estándares, directrices, guías o mejores prácticas para su país de origen y
que sirven de referencia en otros países del mundo. Algunos ejemplos son el
American Petroleum Institute (API), el British Standards Institution (BSI), el
Norwegian Standards Writing Bodies (NORSOK), el European Standardisation
Organisations (ESO), la American Society for Testing and Materials (ASTM),
la American Society of Mechanical Engineers (ASME), etc
Fuente:

Fuente:

Para fines prácticos, en esta “Guía de Estándares Técnicos para
Empresas Proveedoras de la Industria de Hidrocarburos”, la Secretaría
de Economía se ha enfocado en los estándares o requerimientos técnicos
emitidos por las principales organizaciones competentes sobre los
bienes y servicios más elementales de las distintas fases de la Cadena de
Valor de la industria de Hidrocarburos; dentro de estas organizaciones
destacan Petróleos Mexicanos (PEMEX), la Organización Internacional
de Normalización (ISO), la European Standards Organizations (ESO), el
American Petroleum Institute (API) y el Norwegian Standards Writing
Bodies (NORSOK)
Fuente:

ESTÁNDARES PARA LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS
Fuente:

● IAF "Foro Internacional de Acreditación"
El Foro Internacional de Acreditación (IAF por sus siglas en inglés) es el
máximo foro mundial de organismos de acreditación y organismos
interesados en Evaluación de la Conformidad (organismos de certificación)
en las áreas de sistemas de gestión, productos, servicios y personal. Está
integrado por más de 70 organismos de acreditación de 67 economías y por
6 Organismos Regionales.
Fuente:

● ILAC "Cooperación Internacional de Acreditación de
Laboratorios"
La Cooperación Internacional de Acreditación de
Laboratorios, ILAC (por sus siglas en inglés), es el máximo
organismo internacional de cooperación para laboratorios
y unidades de verificación (organismos de inspección)
acreditados. Está integrado por más de 70 países y
organismos regionales.
Fuente:

Algunas Nomenclaturas empleadas en las Políticas

Calculo de Volumen corregido de hidrocarburos
● En el País existe una diversidad de equipos, tipos, marcas y
formas de cuantificar y medir el Volumen de Hidrocarburos.
● Estos deben cumplir con los requerimientos, para el
cumplimiento de transferencia de custodia.
● La mayoría de estos instrumentos cuentan con los algoritmos
para calcular el volumen a condiciones base.
● Generan reportes que cumplen con lo estipulado por las entidades
que vigilan estos requisitos.

● Dentro de las diversas entidades involucradas en este cumplimiento
Petróleos Mexicanos emitió documentos llamados “Políticas y
Lineamientos en Materia de Medición y Balances de Petróleos
Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso,
Empresas Filiales (Instructivo: GMB-SGM-AC-02/2019)”.
● Con el Objetivo de establecer los criterios a tomar para las
transferencias de hidrocarburos, petrolíferas y petroquímicos dentro
de las áreas implicadas en la transferencia de custodia de los centros
de Trabajo de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas
Subsidiarias y en su caso empresas filiales, de conformidad con los
requemamientos legales y regulatorios.

● Homologar los criterios utilizados en los sistemas de
medición, así como establecer procesos documentales
de los registros de la medición. Implantando la
terminología fundamental y general de uso común
dentro de los centros de trabajo. de conformidad con
los requerimientos legales y regulatorios

Los acuerdos establecidos en el presente instructivo son
validas para las medicines de volumen/masa en todos los
puntos de transferencia de custodia entre las Empresas
Productivas Subsidiarias, en su caso empresas filiales y
terceros.
Con un Alcance de:

Esta foto de Autor desconocido está bajo licencia CC BY-ND
1. Medición de Tanque a Ducto

2. Medición de Tanque a Tanque

Esta foto de Autor desconocido está bajo licencia CC BY-SA
3. Medición de Tanque a Buque

Esta foto de Autor desconocido está bajo licencia CC BY-SA
4. Medición de Buque a Ducto

1. Medición de Buque
Esta foto de Autor desconocido está bajo licencia CC BY
5. Medición de Buque a Buque

Esta foto de Autor desconocido está bajo licencia CC BY-NC-ND
6. Medición de Ducto a Ducto

7. Medición de descargadera o lIenadera a/o de tanque

● Condiciones base: Unidades de referencia especifica a las que se convierte y
acepta el Volumen medido de un liquido o gas. Ejemplo: Temperatura base y
presión base.
● Los valores escogidos como condiciones base deben ser 20 °C, 101.325 kPa.
● Para efectos de reporte las condiciones base serán las indicadas por cada
ente regulador (CNH, CRE, SAT, SENER).
● Las transacciones comerciales internacionales las condiciones base a las
que se deben realizar las mediciones son a Temperatura 15.5556 °C (60 °F) y
Presión 101.325 kPa, o lo que establezca el arreglo comercial.

Diferencia Máxima Permitida
La “Políticas y Lineamientos en Materia de Medición y Balances de
Petróleos Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias y, en
su caso, Empresas Filiales (Instructivo: GMB-SGM-AC-02/2019)”
Establece Criterios de aceptación como Diferencia Máxima
Permitida (DMP), en la sección:
8. Desarrollo del tema.
Estimación de diferencia máxima permitida (DMP), entre sistemas
de medición en los puntos de medición fiscal, transferencia u
operacional

● Diferencia Máxima Permisible
De acuerdo al campo de aplicación se definen como diferencias
máximas permisibles en un sistema de medición, al valor máximo que
se puede tolerar entre la comparación del medidor y un patrón de
referencia, la cual se determina para los medidores volumétricos,
temperatura, presión, densidad, entre otros, como ± 80% de la
incertidumbre de calibración de los sistemas o equipos.

● Las diferencias máximas permisibles entre la comparación
de dos sistemas medición, es el valor máximo que se puede
tolerar en la diferencia de ambas mediciones, la cual es determinada
por la incertidumbre resultante, exclusivamente si, previamente los
errores sistemáticos promedios de ambos sistemas fueron eliminados,
si lo anterior no es posible los errores sistemáticos deberán sumarse a
las incertidumbres de medición de cada sistema para una
determinación mas real de las diferencias máximas permisible.

● 8.1 Valor de Incertidumbre de sistemas de medición.
● 8.1.1 El valor de incertidumbre para sistemas de medición en
tanques verticales volumen /másico a condiciones base es el
que se determine utilizando la “Guía para la Expresión de
Incertidumbre en las Mediciones” (NMX-CH-140-IMNC-2002).
El ente regulador en materia de medición establece un valor
máximo del 0.5%.

● 8.1.2 El valor de Incertidumbre para medición de
volumen/másico a condiciones base por medio medidores
dinámicos (turbinas, desplazamiento positivo, Coriolis o
ultrasónico) es el valor calculado para el sistema de medición
utilizando la “Guía para la Expresión de Incertidumbre en las
Mediciones” (NMX-CH-140-IMNC-2002). El ente regulador en
materia de medición establece un valor máximo del 0.25%
para petrolíferos y petroquímicos, para hidrocarburos bajo la
regulación de la CNH es de 0.3%.

● 8.1.3 El valor de Incertidumbre para medición de
volumen neto en buque tanque es, cuando es calibrado
por el método geométrico o volumétrico corresponde a
0.15% (con k=2, U=0.3%), y será por excepción 0.25%
(con k=2, U=0.5%) cuando los tanques son de forma
irregular y no han podido ser calibrados usando el
método geométrico o volumétrico.

● Para Auto tanques y carrotanques según la
“Políticas y Lineamientos en Materia de
Medición y Balances de Petróleos Mexicanos, sus
Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso,
Empresas Filiales
(Instructivo: GMB-SGM-AC-04/2019).

Para caso 1, carga con Patín de medición y
descarga con Patín de medición, según el ejemplo
en el apartado 8.2.2, del (Instructivo: GMB-SGM-
AC-04/2019).
Es de U=±0.14% con k=2

Caso 2 y 3 del mismo instructivo:
Carga con medidor y descarga NICE:

Caso 4 del mismo instructivo:
Carga con NICE y descarga NICE:

Carga de carro tanque con medidor y
descarga con sistema de tele medición:

Para mediciones en masa
Carga con bascula y descarga con bascula

Para mediciones en masa
Casos 2 y 3 del mismo instructivo:
Carga con Medidor y descarga con bascula

● Dentro de estas Políticas, el instructivo: GMB-SGM·INST-01/2019,
en el apartado:
● 8.6. Validación de los cálculos volumétricos o másicos obtenidos
del CEF (Computador Electrónico de Flujo)
● 8.6.1 Para Líquidos: EI responsable del PTC en coordinación con
el responsable de la función metrológica del centro de trabajo de
la EPS o filial efectuaran las pruebas de validación comparando
los factores de corrección de volumen calculados con el software
de verificación, conforme los siguientes pasos.

a) Obtener previo al inicio de la prueba una impresión de la
configuración actual del computador de flujo ya sea en medio
electrónico o en papel.
b) Realizar una impresión de un reporte instantáneo del
computador de flujo, del que se deben identificar para cada tren
de medición los siguientes datos instantáneos: temperatura,
presión, densidad, factor de corrección de volumen por
temperatura CTL, Factor de corrección por presión CPL.

c) Ingresar los valores observados de presión,
temperatura y densidad en el Software de
verificación para obtener los valores instantáneos
de corrección de volumen temperatura y presión
CTL y CPL respectivamente.

d) Verificar que los valores instantáneos de CTL y
CPL obtenidos del computador de flujo coincidan
con los valores de CTL y CPL obtenidos en el
Software de verificación a las mismas concisiones
de temperatura, presión y densidad.

e) En caso que se observe una diferencia mayor a
0.000 05 unidades entre el factor obtenido en el
computador y factor obtenido en el software de
verificación, se procederá a la revisión de la
configuración del CEF a efectos de identificar
alguna anomalía.

● En caso de que se detecten puntos de mejora en la configuración
del computador de flujo, estas deberán realizarse y documentarse
a efecto de que se ingrese en la información relevante del PTC y se
deberá realizar nuevamente la prueba.
● Si la diferencia persiste, se procederá a emplazar el CEF hasta que
el responsable del PTC en conjunto con el coordinador de
medición y en su caso el fabricante del CEF otorguen las
condiciones para que se pueda
realizar la validaci6n del CEF.

● De acuerdo con la configuración de algunos computadores
de Flujo y los requerimientos Nacionales en materia de
hidrocarburos, las Normas utilizadas para el calculo de
Volumen corregido son las del Instituto Americano del
Petróleo y las de la Organización de Normalización
Internacional (ISO), homologadas a otros organismos y
asociaciones emisoras de Estándares y Recomendaciones

● Estos Computadores de flujo
deben contener en su firmware los
algoritmos que se utilizan para
realizar las correcciones para el
calculo de Volumen a condiciones
Base.

● Actualmente en la mayoría de los operadores de la
industria de hidrocarburos líquidos utilizan el Manual de
Petróleo Estándares de Medición Capítulo 11—Datos de
propiedades físicas Sección 1— Factores de corrección de
Temperatura y Presión para corrección Volumen de
Petróleos crudos, productos refinados y Aceites
lubricantes.
● Adjunto a: ASTM D 1250-04 e IP 200/04 MAYO 2004
● ADENDA 1, SEPTIEMBRE 2007

● Las normas establecen un procedimiento para
los crudos, productos líquidos refinados y aceites
lubricantes en los que las mediciones de
densidad tomadas a cualquier temperatura y
presión se pueden corregir a una densidad
equivalente a condiciones base.
● La Norma también proporciona un método para
realizar una conversión de temperaturas base a
temperaturas alternas.

● La densidad y por tanto el volumen de los
hidrocarburos es sensible a la temperatura y la
presión. Los Factores de Corrección de Volumen
(VCF) se utilizan para corregir los volúmenes
observados a volúmenes equivalentes a una
temperatura y presión estándar. Estas
condiciones estándar, o base sirven como una
forma de utilizar las medidas volumétricas de
manera equitativa en el comercio general.

Los Factores de Corrección de Volumen,
en su forma básica, son el resultado de
un conjunto de ecuaciones derivadas y
basadas en datos empíricos
relacionados con el cambio volumétrico
de hidrocarburos en un rango de
temperaturas y presiones.

Tradicionalmente, los factores
se han enumerado en un
formato tabular denominado
Tablas de Medición del
Petróleo.

El propósito de las Tablas de Medición de Petróleo es
establecer un conjunto estándar de temperatura y
presión relacionados con correcciones de volumen y
densidad basadas en datos de prueba documentados.
Los procedimientos explicados dentro están diseñados
para permitir a los usuarios programar equipos
informáticos para producir factores de corrección
consistentes con los producidos por otros usuarios que
emplean diferentes equipos informáticos, pero siguen
el mismo procedimiento de programación.

Los procedimientos explicados están
diseñados para permitir a los usuarios,
programar equipos informáticos para
producir factores de corrección
consistentes con los producidos por otros
usuarios que emplean diferentes equipos
informáticos, pero siguen el mismo
procedimiento de programación.

Los productores, transportistas, refinadores y
comercializadores de petróleo utilizan las tablas
para corregir las densidades y los volúmenes del
petróleo a condiciones base de temperaturas a
60°F, 15°C o 20°C, son las temperaturas
estándar adoptadas internacionalmente por la
industria del petróleo.

Las Tablas proporcionan un medio para que las
partes realicen transacciones fiscales
consistentes y justas. Las tablas también
proporcionan a las agencias gubernamentales
un medio para evaluar equitativamente
cualquier impuesto y tarifa aplicable.

Esta norma proporciona el algoritmo y el
procedimiento de implementación para la
corrección de temperatura y presión. efectos
sobre la densidad y el volumen de los
hidrocarburos líquidos que caen dentro de las
categorías de petróleo crudo, productos
refinados, o aceites lubricantes

Los LGN y los GLP están excluidos
de la consideración de esta Norma.

La combinación de densidad y los
factores de corrección de volumen
tanto para la temperatura como para
la presión se denominan
colectivamente en esta norma como
Corrección por Temperatura y
Presión de un Líquido (CTPL) (VCF).

La porción de temperatura de esta
corrección es denominada Corrección
por el efecto de la Temperatura en el
Líquido (CTL), también conocida
históricamente como VCF (Factor de
Corrección de Volumen).

La porción de presión se denomina
Corrección por el efecto de la
presión sobre el líquido (CPL).

Como este Estándar se aplicará a una
variedad de aplicaciones los
parámetros de salida especificados en
este Estándar (CTL, Fp, CPL y CTPL)
se pueden usar como se especifica en
otro manual API de estándares de
medición de petróleo (MPMS)

Incluir la corrección de presión en esta norma
representa un cambio importante con respecto
a la norma de 1980 "solo tenia Tablas para
temperatura". Sin embargo, si la presión es de
una atmósfera (la presión estándar), entonces
no hay corrección de presión y este Estándar
dará valores CTL (VCF) consistentes con las
Tablas de 1980.

Este estándar proporciona procedimientos
generales para la conversión de datos para
Valores de entrada generar para CTL, Fp,
CPL y CTPL a la temperatura y presión
base especificadas por el usuario (Tb, Pb)

A esta sección le siguen dos conjuntos de
procedimientos para cálculo del factor de
corrección de volumen, un conjunto para
datos expresados en unidades habituales
(temperatura en °F, presión en psig), la
otra por el sistema métrico de unidades
(temperatura en °C, presión en kPa o bar).

A diferencia de las tablas 1980, los
procedimientos métricos requieren que se
use primero el procedimiento para las
unidades habituales para calcular la
densidad a 60 °F. Luego, este valor se
corrige aún más para dar la salida en
sistema métrico.

El procedimiento reconoce tres grupos
distintos de productos básicos: petróleo
crudo, productos refinados y aceites
lubricantes.

También se proporciona una categoría de
aplicación especial que proporciona
corrección de volumen basada en la
entrada de un coeficiente de expansión
térmica obtenido experimentalmente.

Los límites de esta Norma se definen en
una combinación de términos de unidades
métricas y habituales.
Límites de temperatura, presión y densidad

La siguiente tabla muestra los límites
definidos y sus unidades asociadas. Estos
valores se muestran en negrita cursiva.
También se muestra en la tabla los límites
convertidos a sus unidades equivalentes (y,
en el caso de las densidades, otras
temperaturas base).

Crudo Refinado Lubricante
Densidad, kg/m3 @ 60 °F 610.6 a 1163.5 800.9 a 1163.5
Densidad Relativa @ 60° F 0.61120 a 1.16464 0.80168 a 1.1646
Gravedad API @ 60° F 100.0 a -10.0 45.0 a -10.0
kg/m3 @ 15°C 611.16 a 1163.79 611.16 a 1160.62 801.25 a 1163.85
kg/m3 @ 20°C 606.12 a 1161.15 606.12 a 1160.62 798.11 a 1160.71
Temperatura, °C -50.00 a 150.00
°F -58.0 a 302.0
Pressure, psig 1 a 1500
kPa (manometricos) 0 a 1.034x104
bar (manometricos) 0 a 103.4
a60, por °F 230.0x10-6 a 930.0x10-6
por °C 414.0x10-6 a 1674.0x10-6

Este conjunto de correlaciones está
diseñado para usarse con fluidos de
petróleo que comprenden ya sea petróleo
crudo, productos refinados o aceites
lubricantes que son líquidos monofásicos
en condiciones normales de
funcionamiento.
Clasificación de líquidos

Las clasificaciones de líquidos enumeradas
aquí son términos típicos usados en la
industria, pero la nomenclatura local
puede variar. La lista es ilustrativa y no
pretende tener todo incluido.

Petróleo crudo:
Se considera que un petróleo crudo se ajusta al
grupo de materias primas de Petróleos crudos
generalizados si su densidad cae en el rango entre
aproximadamente -10 a 100 °API. Petróleo
crudo que ha sido estabilizado para fines
de transporte o almacenamiento. y cuyas
gravedades API se encuentran dentro de
este rango se consideran parte del grupo
de productos básicos.

Productos refinados:
Se considera que un producto refinado se
ajusta al grupo de productos refinados
generalizados si el fluido cae dentro de uno
de los grupos de productos refinados.

Los grupos se definen de la siguiente manera:
1. Gasolina: gasolina de motor y mezcla de
gasolina sin terminar con un rango de
densidad base entre aproximadamente 50
°API y 85 °API.

Este grupo incluye sustancias con la identificación comercial:
• gasolina premium
• gasolina
• gasolina sin plomo
• motor sprit
• gasolina clara
• gas con bajo contenido de plomo

• gasolina reformulada
• gasolina de aviación
• gasolina de motor
• gas catalizador
• aquilato
• gasolina craqueada catalíticamente
• nafta

Combustibles para aviones:
queroseno y solventes Stoddard con un rango de densidad
base entre aproximadamente 37°API y 50°API. Este grupo
incluye sustancias con la identificación comercial de:
• combustible para aviones A
• queroseno de chorro
• jet de aviación A

• queroseno
• combustible para turbinas de aviación
• Disolvente Stoddard
• queroseno blanco
• JP-2
• JP-8

Aceites Combustibles (Fuel Oils): Diesel oils, fuel oils y fuel oils con
un rango de densidad base entre aproximadamente -10 °API y 37°API.
Este grupo incluye sustancias con la identificación comercial de:
• Aceite combustible N° 6
• fueloil PA
• combustible bajo en azufre
• Aceite combustible LT (baja temperatura)
• Aceite combustible
• fuelóleos LLS (ligero bajo en azufre)

• Aceite de horno n.º 2
• aceite de horno
• diésel para automóviles
• gasóleo
• Combustible de 2 quemadores
• combustible Diesel
• combustible para calefacción
• diésel premium

Tenga en cuenta que los descriptores del producto son
generalizaciones. Los rangos de especificación
comercial de algunos productos pueden colocar sus
densidades en parte dentro de una clase adyacente
(por ejemplo, un diesel de baja densidad puede
pertenecer a la clase de combustible para aviones). En
esos casos, el producto debe asignarse a la clase
apropiada a su densidad, no a su descriptor.

Se considera que un aceite lubricante se ajusta al grupo
de productos Aceites lubricantes generalizados si es un
aceite base derivados de fracciones de petróleo crudo
por destilación o precipitación asfáltica. A los efectos de
esta norma, los lubricantes Los aceites tienen puntos de
ebullición iniciales superiores a 700 °F (370 °C) y
densidades en el rango de aproximadamente -10 a 45°
API.

Aplicaciones especiales Los líquidos a los que se les asigna la
categoría de aplicaciones especiales son generalmente
productos relativamente puros u homogéneos. mezclas con
composición química estable (invariable) que se derivan del
petróleo (o son a base de petróleo con proporciones menores
de otros constituyentes) y han sido probados para establecer
un factor de expansión térmica específico para el fluido en
particular.

Se debe considerar el uso de estas tablas cuando:
• Se sospecha que los parámetros generalizados de
los grupos de productos básicos no representan
adecuadamente propiedades de dilatación térmica
del líquido.

• Se puede determinar experimentalmente un
coeficiente de dilatación térmica preciso. Se
recomienda utilizar un mínimo de 10 datos de
puntos de temperatura/densidad para este método.
Ver 11.1.5.2 de MPMS 11.1_ para el procedimiento a
calcular el coeficiente de expansión térmica a partir
de los datos de densidad medidos.

• Existe acuerdo entre Comprador y vendedor que,
para su propósito, se puede obtener un mayor grado
de equidad utilizando factores medidos
específicamente para el líquido involucrado en la
transacción.

Ecuaciones Básicas
Resumen de los procedimientos de cálculo Para producir
resultados idénticos en 1980 usando la tecnología informática de
esos tiempos, las Tablas CTL de 1980 usaron un método
matemático entero. Este método requería un conjunto de rutinas
complejas de truncamiento y redondeo para generar resultados
que serían consistentes usando diferentes máquinas. Desde la
emisión de las Tablas CTL de 1980 los cambios en el hardware y el
software de las computadoras y las políticas de estandarización
han aliviado esta necesidad.

La computadora estándar El procesador de
principios de la década de 2000 admite operaciones
de coma flotante de 64 bits. Esta Norma está
diseñada para usar esa tecnología y simplificar la
aritmética asociada con el procedimiento
Ecuaciones Básicas

Esta Norma refleja el uso de puntos flotantes para señalar
operaciones matemáticas donde la creación de enteros de
números decimales no es necesaria. Sin embargo, a mayor
tecnología de procesador de computadora, principalmente
chips de 16 bits sin coprocesadores matemáticos (o
tecnología de menor potencia), pueden no reproducir los
factores exactamente hasta el quinto decimal, que es el nivel
de precisión adoptado como requisito de la revisión de esta
Norma.
Ecuaciones Básicas

Para producir factores exactos (hasta el quinto lugar
decimal) entre dos computadoras y/o software de
computadora diferentes, todavía se requiere la
adherencia absoluta al procedimiento. Si no se sigue
la secuencia del procedimiento, exactamente es
improbable que se logre la reproducción.
Ecuaciones Básicas

Los procedimientos de implementación descritos en este
documento pueden, con cuidado y aplicación deliberada,
producir resultados consistentes a través de la mayoría de los
idiomas y tamaños de palabra en uso presente y uso futuro
previsto. Finalmente, todas las constantes que se muestran
deben llevarse al número exacto de dígitos que se presentan
y todas los cálculos deben ejecutarse utilizando cálculos de
64 bits como mínimo.
Ecuaciones Básicas

Seleccione los estándares de cálculo que se utilizarán al ejecutar este
producto. La selección de un estándar hace que el computador de flujo
utilice automáticamente los estándares complementarios apropiados
para calcular la densidad en las condiciones de referencia. es decir,
seleccionar la Tabla 53/54 cuando se usa la densidad viva hace que el
computador de flujo use la Tabla 53 para calcular la densidad de
referencia. API MPMS Capítulo 11.2.1M se usa en este caso para calcular
el factor de compresibilidad de presión 'F' usado para calcular el factor
de corrección de presión 'CPL'.
Ecuaciones Básicas

Ecuaciones Básicas:
La corrección de la densidad de un líquido desde su
condición base a una condición alterna de
temperatura y presión es dada en esta Norma como
un cálculo directo realizado en un proceso de dos
partes:
Ecuaciones Básicas

1. Se aplica una corrección térmica al líquido para
tener en cuenta el cambio de la temperatura base a la
temperatura alterna a lo largo de su presión base.
Ecuaciones Básicas

2. Se aplica una corrección de presión al líquido para
tener en cuenta el cambio de la presión base a la
presión alterna a la temperatura alterna.
Ecuaciones Básicas

El factor de corrección de la temperatura
se denomina CTL (Factor de corrección
del efecto de la temperatura en el
Líquido) y se puede expresar como CTL.
Ecuaciones Básicas

El factor de corrección de presión se
denomina CPL (factor de corrección para
el efecto de la presión sobre el líquido) y
se puede expresar como CPL.
Ecuaciones Básicas

El producto de estos factores de
corrección puede ser denominado CTPL
(Factor de corrección de los efectos de la
temperatura y la presión sobre el líquido)
y expresado como C TPL; este es el VCF
completo.
Ecuaciones Básicas

Matemáticamente, el procedimiento
comienza con la densidad 𝜌𝑇 ≡ 𝜌 𝑇, 𝑃𝑒 (y el
volumen correspondiente 𝑉𝑇 ≡ 𝑉 𝑇, 𝑃𝑒 )
expresado a la temperatura base T y la
presión base Pe.
Ecuaciones Básicas

Se hacen correcciones para obtener la
densidad ρ(t ,P) (y volumen correspondiente
V (t , P) ) a la temperatura alterna t y la
presión manométrica P.
Ecuaciones Básicas

La corrección térmica a un densidad intermedia ρ(t ,
Pe) se hace primero:
𝐶𝑇𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃𝑒
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
Ecuaciones Básicas

y luego la corrección de presión ρ(t , P):
𝐶𝑃𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
Ecuaciones Básicas

Tenga en cuenta que la corrección combinada es
simplemente el producto de los dos primeros
factores de corrección ya que:
𝐶𝑇𝑃𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃𝑒
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
∙
𝜌 𝑡, 𝑃
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
= 𝐶𝑇𝐿 ∙ 𝐶𝑃𝐿
Ecuaciones Básicas

Las correcciones de volumen utilizan
los mismos factores ya que el
volumen de una masa fija es
inversamente proporcional a su
densidad:
Ecuaciones Básicas

Ecuaciones Básicas
𝐶𝑇𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃𝑒
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
=
𝑉 𝑇, 𝑃
𝑉 𝑡, 𝑃𝑒
𝐶𝑃𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
=
𝑉 𝑇, 𝑃𝑒
𝑉 𝑡, 𝑃

Ecuaciones Básicas
𝐶𝑇𝑃𝐿 ≡
𝜌 𝑡, 𝑃𝑒
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
∙
𝜌 𝑡, 𝑃
𝜌 𝑡, 𝑃𝑒
=
𝑉 𝑇, 𝑃
𝑉 𝑡, 𝑃𝑒
∙
𝑉 𝑇, 𝑃𝑒
𝑉 𝑡, 𝑃

Ecuaciones Básicas
La densidad y el volumen a la temperatura t y la presión P se
pueden calcular a partir de la densidad y el volumen a
condiciones base como:
𝜌 𝑡, 𝑃 = 𝐶𝑇𝑃𝐿 ∙ 𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
𝑉 𝑡, 𝑃 =
𝑉 𝑇, 𝑃𝑒
𝐶𝑇𝑃𝐿
∙

Las densidades se pueden corregir de cualquier condición observada a
cualquier otra condición alternativa combinando los factores de corrección
para cada conjunto de condiciones. Los factores para corregir la densidad
observada ρo = ρ( to, Po) a condiciones estándar se definen como:
𝐶𝑇𝐿,𝑜 =
𝜌 𝑡𝑜, 𝑃𝑒
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
𝐶𝑃𝐿,𝑜 =
𝜌 𝑡𝑜, 𝑃𝑜
𝜌 𝑇𝑜, 𝑃𝑒

𝐶𝑇𝑃𝐿 =
𝜌 𝑡𝑂, 𝑃𝑜
𝜌 𝑇, 𝑃𝑒
= 𝐶𝑇𝐿,𝑜 ∙ 𝐶𝑃𝐿,𝑜

Ecuaciones Básicas
entonces la corrección de ρ( to, Po) a, ρ( t, P) se puede calcular a
partir de:

Ecuaciones Básicas
La Ecuación para el Volumen es:

Ecuaciones Básicas
Cálculo de factores CTL y CPL en este estándar Las formas de ecuación
específicas para los factores de corrección de temperatura y presión
utilizados en esta Norma son:

Donde:
𝛼𝑇 ∶ es el coeficiente de expansión térmica a la temperatura
base T.
Δt : es la diferencia entre la temperatura alterna y la
temperatura base
FP : es el coeficiente de compresibilidad, y
δT : es una temperatura base pequeña valor de corrección.
Ecuaciones Básicas

● En el estándar de 1980, 𝛼𝑇 se correlacionó con la densidad a una temperatura
base de 60 °F y una presión de 0 psig, ρ*, y es denotado como 𝛼60.
● La ecuación CTL se desarrolló como una corrección a la densidad de 60 °F,
por lo que T = 60 y δ = T 0.
● FP fue correlacionada con esta misma densidad base y la temperatura t a la
que se produce la compresión. Los formularios para estos las correlaciones
son:
Ecuaciones Básicas

Había un conjunto de coeficientes para la 𝐹P Factor de compresibilidad
A = -1.99470
B = 0.00013427,
C = 793920,
D = 2326;
basado en la densidad en kg/m3 a 60°F los valores A, B, C y D)
Ecuaciones Básicas

Pero varios conjuntos de coeficientes para el α60
coeficiente
de expansión térmica (los valores K0, K1 y K2)
dependiendo de la clasificación y densidad del
líquido a 60°F.

● Reconocer diferencias entre la escala de temperatura ITS-
90 actual y la escala de temperatura IPTS-68 vigente
cuando se midieron los datos para este Estándar, este
Estándar hace pequeñas correcciones a la temperatura t y
el se utiliza la temperatura base T y un factor de
corrección de temperatura base distinto de cero, indicado
como 𝛿60.
Ecuaciones Básicas

● Asimismo, la densidad utilizada en las correlaciones, ρ*, es
ligeramente diferente de una 𝜌60 medida de acuerdo con ITS-90. Ver
11.1.5.3 para el procedimiento para convertir temperaturas ITS-90 a
una temperatura base IPTS-68, Apéndice C para el origen del factor
de corrección 𝛿60, y 11.1.6.1 para el cálculo de ρ* a partir de 𝛿60. Las
ecuaciones (16) y (17) se expresan directamente en términos de ρ*. Sin
embargo, dado que ρ* puede estar directamente relacionado con 𝜌60,
entonces estas ecuaciones también se pueden considerar como una
función directa de 𝜌60.
Ecuaciones Básicas

● Presión base en este estándar
● Para los hidrocarburos volátiles, la presión base es la presión de saturación
del líquido (es decir, su presión de "punto de burbuja"). Generalmente se
supone que si la presión de saturación es menor que la presión atmosférica,
entonces hay poco error al aplicar la corrección a una presión base constante
de 1 atmósfera. Para líquidos con vapor en equilibrio presión inferior a la
presión atmosférica (0 psig o 14,696 psia), el valor de Pe utilizado en la
Ecuación 15 debe ser atmosférica (0 psig o 14,696 psia).
Ecuaciones Básicas

Ecuaciones Básicas
𝑐𝑃𝐿 =
1
1 − 𝐹𝑃𝑃

Ecuaciones Básicas
Para líquidos con una presión de vapor de equilibrio
mayor que la atmosférica, la presión de vapor de
equilibrio (Pe) debe restarse de los valores de
entrada de presión antes de ingresar las secuencias
de cálculo dadas en 11.1.5.1, 11.1.6.1, 11.1.6.2,
11.1.6.3, 11.1.7.1, 11.1.7.2 y 11.1.7.3.

Ecuaciones Básicas
Esquema de iteración para determinar la densidad base a partir de la densidad
observada
porque α60 y 𝐹𝑃 en las Ecuaciones (16) y (17) son funciones directas de la densidad
a 60°F ρ60, para el CTL y CPL las ecuaciones también son funciones directas de
ρ60.
Cuando se usa un ρ60 dado para calcular una densidad ρ correspondiente, entonces
estas ecuaciones son muy convenientes de usar. Sin embargo, si se da una
densidad observada ρ𝑜 y se calcula ρ60 correspondiente, entonces estas
ecuaciones no son tan convenientes. Las ecuaciones (16) y (17) no se pueden
reorganizar de modo que ρ60 se puede calcular directamente a partir de ρ𝑜. En este
caso, el ρ60 solo se puede determinar numéricamente usando un proceso de
"iteración." La iteración es un proceso mediante el cual ρ60 se busca repetidamente
hasta que ρ calculada coincide con la densidad observada ρ𝑜.

Ecuaciones Básicas
Los siguientes seis pasos son un procedimiento iterativo general para
calcular ρ𝟔𝟎 a partir de un ρ𝒐 dado:

Seleccione los estándares de cálculo que se utilizarán al ejecutar este
producto. La selección de un estándar hace que el computador de flujo
utilice automáticamente los estándares complementarios apropiados
para calcular la densidad en las condiciones de referencia. es decir,
seleccionar la Tabla 53/54 cuando se usa la densidad viva hace que el
computador de flujo use la Tabla 53 para calcular la densidad de
referencia. API MPMS Capítulo 11.2.1M se usa en este caso para calcular
el factor de compresibilidad de presión 'F' usado para calcular el factor
de corrección de presión 'CPL'.

ctl cpl.pptx

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

Similar a ctl cpl.pptx

Último

ctl cpl.pptx