EX-10.1 2 v367427_ex10-1.htm EXHIBIT 10.1

 

Exhibit 10.1

 

EXHIBIT 4 - MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT

 

[Following is an English language summary of the Spanish language “Anexo 4”:

 

Exhibit 4 is a “Manual of Petroleum Measurement” which defines the terms and technical specifications of the manner in which the quality and quantity of petroleum that is the subject of the Agreement. It includes specifications for the calibration of storage tanks, tanker truck measurements, static and dynamic measurement of petroleum in pipeline systems, measurement of sediment and water in petroleum, transfer of custody of petroleum and measurement of losses of petroleum and correction for quality and quantity of petroleum in the different stages of storage and transportation of petroleum, all in the application of the best practices of the petroleum industry. The purpose of the Manual of Petroleum Measurement is to ensure proper measurement and quality of petroleum and to ensure proper accounting for petroleum volumes.

 

The Manual of Petroleum Measurement consists of the following Chapters:

 

Chapter 1: Vocabulary

Chapter 2: Tank calibration

Chapter 3: Static measurement

Chapter 3 Section 1: Tanker Trucks measurement

Chapter 4:  Test Systems

Chapter 5: Dynamic measurement

Chapter 6: Dynamic measurement systems in oil pipelines and hydrocarbons pipelines

Chapter 7: Temperature determination

Chapter 8: Sampling and its conditions

Chapter 9: Measurement and applications of density

Chapter 10: Sediment and Water

Chapter 11: Volumetric correction factors

Chapter 12:  Calculation of Petroleum Quantities

Chapter 13: Statistical Aspects of Measuring

Chapter 14: Natural Gas Fluids Measurement

Chapter 15: International System of Units

Chapter 16: Measurement of Hydrocarbons by mass 

Chapter 17: Marine and fluvial measurement

Chapter 18: Transfer of custody

Chapter 19: Evaporation loss measurement

Chapter 20: Measurement in Production fields

Chapter 21: Electronic measuring systems

Chapter 22: Training in Hydrocarbons measurement

Chapter 23: Inspection to the metering systems and IGSM calculation

Chapter 24: Attention of claims for water and BSW differences

Chapter 25: Guide for estimate the uncertainty of measurement systems]

 

 

 
 

 

ANEXO No. 4

 

REGLAMENTO PARA LA GESTIÓN DE LA MEDICIÓN DE
HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
GESTION DE MEDICION Y CONTABILIZACION
DEPARTAMENTO DE MEDICION Y CONTABILIZACION
ECP-VSM-R-001 Fecha aprobación:
01/10/2010
Versión: 04

 

1.OBJETIVO

 

Establecer los lineamientos que orienten la gestión de medición de la cantidad y calidad de los Hidrocarburos y Biocombustibles que se fiscalizan, almacenan y/o transfieren a lo largo de la cadena de suministro de Ecopetrol S.A., mediante la aplicación de las mejores prácticas de la industria, con el fin de minimizar los desbalances y pérdidas, asegurando la equidad con nuestros proveedores, clientes y partes conectadas.

 

2.GLOSARIO

 

Para una mejor comprensión del contenido del presente documento, se establecen las definiciones contenidas en el Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles, Capitulo 1.

 

3.CONDICIONES GENERALES

 

Aplica a todas las áreas de Ecopetrol S.A. que desarrollan actividades relacionadas con el objeto, mediante sistemas de medición dinámica y/o estática de cantidad y calidad, bien sea entre los diferentes negocios de Ecopetrol S.A., o entre Ecopetrol S.A. y sus proveedores, clientes o partes conectadas.

 

·La medición dinámica y la medición estática de acuerdo con la disponibilidad de infraestructura y las condiciones operativas son válidas como medidas oficiales en los procesos de transferencia de custodia de la cadena de suministro de Ecopetrol S.A. En el evento en que una transacción de transferencia de custodia cuente con medición dinámica y estática, prevalecerá como medida oficial la medición dinámica, siempre y cuando este sistema se encuentre asegurado metrológicamente.

 

·El Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles – PMC - de la Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo, es el área responsable de los documentos claves (Reglamentos, Manuales, Estándares, Procedimientos y formatos) del Sistema de Gestión de la Calidad en materia de medición de la cantidad y la calidad de los Hidrocarburos y Biocombustibles y su contabilización como productos de la cadena de suministro de Ecopetrol S.A.

 

·Cada una de las Vicepresidencias Operativas: Suministro y Mercadeo (VSM), Producción (VPR), Transporte (VIT), Refinación y Petroquímica (VRP) y el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), tendrán un líder de medición. El líder de medición designado deberá ser una persona, con conocimiento y experiencia en el proceso y en las prácticas de medición de los productos de la cadena de suministro de Ecopetrol S.A.

 

·El Comité Táctico de Medición y Contabilización, sesionará periódicamente en forma trimestral, bajo la dirección de la Gerencia de Planeación y Suministro, la coordinación y liderazgo del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles, con la participación de los Gerentes Operativos, Líderes de Medición y los integradores volumétricos de las vicepresidencias operativas.

 

·El Índice de Gestión de los Sistemas de Medición (IGSM) y el Indice de Incertidumbre de los Sistemas de Medición (IISM) deberá ser calculado y reportado por cada una de las vicepresidencias operativas una vez al año. La estimación de incertidumbre se realizará utilizando las herramientas oficiales desarrolladas por Ecopetrol S.A.

 

·Los proyectos de inversión para el mejoramiento de la medición de Hidrocarburos y Biocombustibles serán evaluados para su justificación económica en términos de reducción del riesgo, como Proyectos “de continuidad Operativa”, de acuerdo con el Modelo de Maduración y Gestión de Proyectos ECP-DPY-P-MMGP-001.

 

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HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
GESTION DE MEDICION Y CONTABILIZACION
DEPARTAMENTO DE MEDICION Y CONTABILIZACION
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01/10/2010
Versión: 04

 

4.DESARROLLO

 

En Ecopetrol S.A. la medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles es un proceso crítico que demanda atención con el fin de minimizar las pérdidas, lograr la satisfacción de nuestros proveedores, clientes y generar valor en un marco de mejoramiento continuo.

 

Todas nuestras acciones están enmarcadas en la estandarización, economía de escalas, divulgación e implementación de las mejores prácticas.

 

4.1 RESPONSABILIDADES

 

4.1.1Responsabilidades de la Presidencia

 

·Aprobar el reglamento para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Hacer seguimiento anual al cumplimiento de las metas e indicadores en materia de medición de la cantidad y la calidad de los productos de la cadena de suministro.

 

4.1.2Responsabilidades de los Vicepresidentes Ejecutivos

 

Realizar el seguimiento trimestral, al cumplimiento de metas de las Vicepresidencias Operativas en relación con:

 

·Indicadores de los sistemas de medición de transferencia de custodia Índice de gestión de los sistemas de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles IGSM e Índice de incertidumbre de los sistemas de medición IISM.

 

·Pérdidas Identificadas PI´s.

 

·Indicadores de Pérdidas No Identificadas PNI´s.

 

4.1.3Responsabilidades de la Vicepresidencia de Servicios y Tecnología (VST)

 

·Designar en la Dirección de Gestión de Proyectos (DPY) y en la Dirección de Abastecimiento y Servicios (DAB) líderes temáticos de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles, con el perfil y la dedicación requeridos para la gestión de proyectos y procesos de compra relacionados con sistemas de medición.

 

4.1.4Responsabilidades de las Vicepresidencias Operativas (VEX, VPR, VRP, VIT y VSM)

 

·Aprobar anualmente las metas para los indicadores de PNI´s (Pérdidas no identificadas) y PI´s (Pérdidas Identificadas) de las Gerencias Operativas y hacer seguimiento mensual dentro del TBG de la Vicepresidencia.

 

·Designar líderes de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles con el perfil y la dedicación acorde a las necesidades de cada negocio.

 

·Asignar los recursos necesarios para alcanzar las metas establecidas de los índices de gestión de la medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles (IGSM) e Índice de incertidumbre de los sistemas de medición (IISM).

 

·Hacer seguimiento al cierre de hallazgos de inspecciones de los índices de gestión de la medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles (IGSM).

 

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·Asegurar que se apliquen los lineamientos de medición de cantidad y calidad de los Hidrocarburos y Biocombustibles establecidos en el presente reglamento, en el Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles, en los Estándares Corporativos de Ingeniería de la Medición y en los Procedimientos Corporativos de Medición y Aseguramiento Metrológico vigentes, generados por el Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Hacer seguimiento mensual a los planes de mejoramiento y a los proyectos de inversión en medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Asignar los recursos necesarios para ejecutar los programas de aseguramiento del conocimiento en medición.

 

4.1.5Responsabilidades de las Gerencias Operativas de VEX, VPR, VRP, VIT y VSM

 

·Proponer las metas anuales de los indicadores de PNI´s (Pérdidas no identificadas) y PI´s (Pérdidas Identificadas) y hacer seguimiento para el cumplimiento de estas.

 

·Reportar Mensualmente a las Vicepresidencias Operativas los indicadores de PNI´s (Pérdidas no identificadas) y PI´s (Pérdidas Identificadas) del área bajo su responsabilidad para cada tipo de operación.

 

·Propender porque todas las operaciones de producción, transferencia de custodia y determinación de inventarios de productos de la cadena de suministro a su cargo, se midan en su cantidad y en su calidad de acuerdo con las prácticas corporativas que se reflejan en este reglamento, los manuales, estándares y procedimientos de medición y contabilización oficiales, del Sistema de Gestión de la Calidad de la Empresa.

 

·Gestionar la firma y puesta en servicio de los Acuerdos de medición para transferencia de custodia de productos de la cadena de suministro de Ecopetrol, entre los negocios y/o terceros.

 

·Reportar al Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles los indicadores IGSM y el IISM de todos los sistemas de medición que se encuentren a su cargo, así: para los puntos de medición para transferencia de custodia, éste podrá actualizarse continuamente, y su reporte en la herramienta del Sistema de Información Volumétrico SIV se incluirá dentro de la gestión de maestros de la misma. Los puntos de medición no designados oficialmente como de transferencia de custodia y de acuerdo a su importancia e impacto serán calculados y reportados mínimo una vez al año

 

·Atender diligentemente y con personal idóneo las inspecciones y auditorias a los sistemas de medición.

 

·Aprobar, presupuestar y reportar mensualmente el avance de los planes de mejoramiento a los sistemas de medición; para el cierre de los hallazgos y no conformidades resultantes de las inspecciones y auditorias a los sistemas de medición.

 

4.1.6Responsabilidades de los Líderes y Profesionales de Medición y Contabilización de Hidrocarburos de las Vicepresidencias Operativas.

 

·Estimar y reportar anualmente a las Gerencia Operativas el IISM (Índice de Incertidumbre de los sistemas de medición) de los sistemas de transferencia de custodia y establecer con base en él, la incertidumbre sistémica de la vicepresidencia por tipo de operación.

 

·Proponer con base en la incertidumbre sistémica por tipo de operación y los planes de mejoramiento, las metas de las PNI´s (Pérdidas no identificadas) para las Gerencias Operativas, de acuerdo con los lineamientos del Comité Táctico de Medición y Contabilización CTM&C.

 

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·Asegurar el conocimiento y la aplicación de la estructura documental que gobierna el proceso de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro y proponer mejoras y actualizaciones cuando se requieran.

 

·Asesorar a la operación para asegurar la aplicación de las prácticas recomendadas en la estructura documental que gobierna el proceso de la medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro.

 

·Asegurar que se desarrollen e implementen los acuerdos de medición requeridos en cada negocio para regular la transferencia de custodia de Hidrocarburos y Biocombustibles con los diferentes negocios de Ecopetrol S.A. y/o terceros.

 

·Realizar la coordinación y seguimiento a la ejecución de los planes de mejora de los sistemas de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de las vicepresidencias operativas, gestionar el reporte de atención de hallazgos y asesorar a las áreas operativas y de mantenimiento para asegurar la solución de los mismos.

 

·Formular proyectos y/o planes de mejoramiento y justificarlos en los diferentes Comités o instancias de aprobación del gasto o de las fases de maduración de los proyectos de inversión de las vicepresidencias operativas para aquellos sistemas cuyos niveles de incertidumbre superen las metas establecidas.

 

·Verificar que en los proyectos de desarrollo o mejora de la infraestructura de la empresa, donde se vea involucrada la actividad de medición y contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles, se cumplan los lineamientos del presente reglamento, el manual, procedimientos, formatos y los estándares de ingeniería de medición de líquidos y gas.

 

·Participar en el Comité Táctico de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles y gestionar los compromisos adquiridos en el mismo.

 

·Responder por el aseguramiento metrológico de los equipos y sistemas de medición a su cargo.

 

4.1.7Responsabilidades del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Liderar desde el nivel corporativo la aplicación del reglamento, manuales, procedimientos, formatos y estándares corporativos de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de Ecopetrol S.A., y proponer mejoras y/o actualizaciones de acuerdo las mejores prácticas de industria.

 

·Convocar y liderar las reuniones del Comité Táctico de Medición y Contabilización de Ecopetrol S.A.

 

·Revisar sistemáticamente el desempeño en la gestión de la medición y contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles de las Vicepresidencias Operativas a través del Comité Táctico de Medición y Contabilización.

 

·Identificar las oportunidades de mejoramiento y asesorar a los negocios en el desarrollo de proyectos y planes de gestión en las actividades de operación y/o mantenimiento de los sistemas de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministros.

 

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·Realizar conjuntamente con las áreas operativas responsables las actividades de Análisis Sistémico Integral de Control de Pérdidas (ASICP), de forma que se reduzcan las pérdidas en sistemas transversales a los negocios para evidenciar, problemas de medición, registro y/o aseguramiento de la información de cantidad y calidad de los productos de la cadena de suministro, desde la fuente hasta los sistemas ERP de la empresa, involucrando planes de mejora y recomendaciones para los negocios.

 

·Asesorar el desarrollo de los Acuerdos de medición requeridos por las áreas operativas para regular la transferencia de custodia de Hidrocarburos y Biocombustibles entre los diferentes negocios de Ecopetrol S.A. y/o terceras partes conectadas.

 

·Asegurar que la empresa cuente con listados apropiados para la adquisición de equipos, productos y servicios que garanticen que los proyectos que involucren sistemas de medición de cantidad y calidad de productos de la cadena de suministro de Ecopetrol, cumplan con los mejores estándares de la industria.

 

·Propender por lograr la mayor sinergia corporativa en los procesos de contratación de auditorías, inspecciones de IGSM, inspecciones de cantidad y calidad en operaciones terrestres, fluviales y marítimas, inspecciones de loss control y en general de procesos de certificación de la cantidad y calidad de los productos de la cadena de suministro.

 

·Dar apoyo a la organización en la atención de requerimientos de los entes de control en materia de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro.

 

·Propender por que los contratos de producción en sus diferentes modalidades, de compra – venta, comercialización y transporte de los productos de la cadena de suministro, reflejen y permitan aplicar y exigir las mejores prácticas de la industria en la medición de la cantidad y la calidad de los inventarios y las transferencias de custodia.

 

·Asesorar a los negocios en la atención de las reclamaciones de los clientes en materia de medición y contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro.

 

·Representar a Ecopetrol S.A. ante los entes reguladores en materia de metrología y medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles a nivel nacional e internacional.

 

·Representar a Ecopetrol S.A. ante las entidades nacionales e internacionales que establecen los estándares de la industria en medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Planear y verificar la mejora continua de los procesos, procedimientos e infraestructura de la medición de Hidrocarburos y Biocombustibles en Ecopetrol S.A.

 

4.1.8Responsabilidades del Instituto Colombiano del Petróleo ICP.

 

·Dar soporte a Ecopetrol S.A, en materia de investigación y desarrollo de tecnologías para la medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro. Para ello contara con un líder de medición dedicado a la coordinación de las acciones que el Instituto desarrolle en asocio con las Vicepresidencias Operativas.

 

·Asesorar a la organización de Ecopetrol S.A en los procesos de aseguramiento metrológico de cantidad y calidad y su conocimiento asociado apoyando el desarrollo de competencias.

 

·Inspeccionar y verificar el desempeño metrológico de los laboratorios para la determinación de la calidad de los Hidrocarburos y Biocombustibles de Ecopetrol S.A mediante un programa inter-laboratorios, generando las recomendaciones para el cumplimiento de la normatividad internacional en esa materia.

 

·Disponer de las licencias y versiones actualizadas de los estándares nacionales e internacionales en materia de medición de cantidad (API, IP, GPA, OIML, ISO, NIST y AGA) y calidad (ASTM, GPA e IP) de Hidrocarburos y Biocombustibles y suministrar a cada uno de los negocios que lo requiera el acceso a las mismas.

 

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4.1.9Responsabilidades del Comité Táctico de Medición y Contabilización CTM&C.

 

·Asegurar la integridad de los planes y programas de los negocios en forma que se garantice el cumplimiento de los lineamientos y objetivos corporativos de medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles de la cadena de suministro para la fiscalización, medición de inventarios, medición de procesos y medición de transferencia de custodia.

 

·Hacer seguimiento a los tableros balanceados de gestión (TBG) de las vicepresidencias operativas e integrar el tablero balanceado de gestión corporativo en materia de medición y contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Hacer seguimiento a los planes de acción de mejoramiento de la medición de las Vicepresidencias Operativas y reportar el avance de los indicadores corporativos.

 

·Gestionar el establecimiento de Acuerdos de medición para transferencia de custodia de productos de la cadena de suministro de Ecopetrol, entre los negocios y/o terceros.

 

·Revisar y validar los documentos del sistema de gestión de calidad relacionados con la medición y contabilización antes de ser aprobados por los responsables.

 

·Gestionar que en cada negocio los procesos operativos, los proyectos, y todas las acciones de mejora estén desarrollados de acuerdo con los estándares, manuales y procedimientos corporativos relacionados con la medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Aprobar el Vendor List corporativo que utiliza DAB para la compra y contratación de productos y servicios de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

 

·Revisar los impactos que puedan tener las decisiones adoptadas por la Comisión Técnica de Medición y decidir si las mismas ameritan que se modifiquen los documentos corporativos para la gestión de la medición.

 

4.1.10Responsabilidades de las gerencias técnicas y responsables de las áreas de proyectos.

 

·Aplicar los estándares de ingeniería corporativos, para la medición dinámica de cantidad y calidad de Hidrocarburos líquidos y de gas natural, en el desarrollo de los proyectos de la empresa dentro de cuyo alcance existan sistemas de medición de Hidrocarburos y/o Biocombustibles.

 

4.2 NORMATIVA LEGAL Y TÉCNICA

 

El presente reglamento se rige por la legislación y estándares nacionales vigentes para medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos y Biocombustibles y se lleva a la práctica a través las directrices contenidas en el Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de Ecopetrol S.A.

 

4.3 DOCUMENTOS PARA LA GESTIÓN DE LA MEDICIÓN

 

·La estructura documental que regula la gestión de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles de Ecopetrol S.A estará integrada por:

 

oReglamento para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles
oManual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles

 

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oEstándares de Ingeniería para sistemas de medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

oProcedimientos corporativos de medición estática y dinámica para crudos, refinados, Biocombustibles, y de medición dinámica para gas natural.

oFormatos estandarizados de reporte de medición de cantidad y calidad.

 

·Todos los documentos para la gestión, y operación y aseguramiento de la medición de Hidrocarburos y Biocombustibles estarán dentro del sistema de gestión integral de Ecopetrol S.A, identificados y controlados.

 

·Los registros necesarios para la gestión y operación de la medición, deberán ser identificados, almacenados y protegidos con un tiempo de retención acorde con la política corporativa de retención documental.

 

4.4 DESARROLLO DE COMPETENCIAS

 

El Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles gestionará la estructura de cursos orientados al desarrollo de competencias para profesionales, técnicos y operadores en materia de medición y contabilización de Hidrocarburos y Biocombustibles, en asocio con la Universidad Corporativa de Ecopetrol S.A.

 

El personal requerido para lograr el desarrollo, sostenimiento y mejoramiento continuo de las competencias de medición de la cantidad y la calidad de los Hidrocarburos y Biocombustibles será programado por cada una de las Gerencias Operativas utilizando la oferta de cursos de la Universidad Corporativa.

 

5. CONTINGENCIAS

 

No aplica.

 

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RELACIÓN DE VERSIONES

 

Versión   Fecha   Cambios
01   2/08/2004   Documento Inicial
02   11/12/2007   Se define el Índice de Gestión de la Medición IGSM
03   14/04/2009   Revisión del documento
04   01/10/2010   Revisión del Documento y Cambio de Política a Reglamento

 

Para mayor información sobre este documento dirigirse a quien lo elaboró, en nombre de la dependencia responsable:

Elaboró: Rodrigo Satizabal

Teléfono: 43390

Buzón: rodrigo.satizabal@ecopetrol.com.co

Dependencia: Departamento de Medición y Contabilización PMC- GPS-VSM

 

Revisó   Aprobó
     
/s/ Rodrigo Satizabal   /s/ Javier Gutierrez
RODRIGO SATIZABAL   JAVIER GUTIERREZ
Departmento de Medición y Contabilización   Presidente

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
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Versión 3

 

TABLA DE CONTENIDO

 

1. OBJETIVO   2
     
2. GLOSARIO   2
     
3. CONDICIONES GENERALES   29
     
3.1. REFERENCIAS NORMATIVAS   29
     
4. DESARROLLO   34
     
4.1. ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS   34
     
4.2. ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE GAS NATURAL   35
     
4.3. ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA SISTEMAS HIBRIDOS DE MEDICION EN TANQUES   35
     
4.4. GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVAS   35
     
4.5. CONTROL Y SEGUIMIENTO DE EQUIPOS DE MEDICIÓN   35
     
4.6. ANEXOS   36
     
5. CONTINGENCIAS   45

 

 

Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

 

Plantilla 0109/45
 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
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1.OBJETIVO

 

Estandarizar los procedimientos que afectan la medición de cantidad y calidad de crudos, refinados, GLP, gas natural y biocombustibles, en operaciones de transferencia de custodia y fiscalización, de acuerdo con parámetros nacionales e internacionales.

 

2.GLOSARIO

 

A continuación se presenta un listado no exhaustivo de términos con sus definiciones, que permitirá entender el contenido del Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles (MMH).

 

A

 

AC- Acción correctiva: acción tomada para eliminar la causa de una no conformidad detectada u otra situación indeseable.

 

Acondicionador de señal: dispositivo que amplifica o prepara la señal para la entrada a un dispositivo terciario. Un ejemplo es el pre-preamplificador de una turbina.

 

Acondicionador o enderezador de flujo: elemento de tubería que contiene dispositivos acondicionadores o su equivalente que se instala a la entrada del medidor de flujo para eliminar remolinos y generar un perfil de flujo simétrico.

 

Acuerdo de medición: documento accesorio a los convenios entre negocios y/o contratos comerciales de ECOPETROL S.A., con terceros, en relación con sus operaciones de transferencia de custodia de hidrocarburos y biocombustibles, en armonía con los fundamentos legales, buenas prácticas y las limitaciones técnicas de dichas operaciones y sus instalaciones.

 

Aforo: proceso por el cual se determina la equivalencia entre las diferentes alturas de un tanque y el volumen contenido.

 

AGA: American Gas Association.

 

Agua disuelta: agua en solución en el petróleo y productos derivados del petróleo.

 

Agua libre (FW - Free Water): es el volumen de agua que contiene un tanque con hidrocarburos o derivados del petróleo, que no se ha disuelto y que existe como una fase separada. El nivel de agua libre se mide manualmente con pasta indicadora de agua o con una cinta de medición electrónica.

 

Agua suspendida en un hidrocarburo: es la cantidad de agua que se encuentra en estado de suspensión en el hidrocarburo. Se determina por pruebas de laboratorio, sobre una muestra representativa del contenido de tanque ó ducto.

 

Agua y sedimento (SW - sediment & water): todo material que coexiste con el petróleo líquido sin ser parte del mismo; y que requiere ser medido. Este material foráneo puede incluir agua libre y sedimento (FW&S) y agua emulsionada o en suspensión y sedimento (SW). La cantidad de material en suspensión (SW) es determinada por métodos de laboratorio.

 

 

Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

 

Plantilla 01010/45
 

 

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
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Altura de referencia: es la distancia desde el punto de medición o plato de medición en el fondo del tanque hasta el punto de referencia, como indica la tabla de aforo.

 

Altura de referencia observada: distancia medida desde el fondo del tanque o la platina de medición (datum plate) hasta el punto de referencia establecido.

 

Altura de vacío: distancia libre entre el punto de referencia y el nivel del líquido. Representa el espacio de un tanque no ocupado por un líquido.

 

Altura del líquido: distancia entre el nivel del líquido y el fondo del tanque. Indica el espacio de un tanque ocupado por un líquido.

 

Análisis composicional de gases: proceso para establecer la composición de una mezcla gaseosa. Para el análisis de composición de gases están los métodos cromatográficos, ultravioleta, visible, infrarrojo y espectroscopias de infrarrojo cercano, espectroscopia másica, sensores y analizadores químicos.

 

Análisis estadístico: metodología que permite evaluar y ajustar el comportamiento de una variable durante un proceso a través del tiempo, midiendo la amplitud de su dispersión y observando su dirección y los cambios que experimenta. Por ejemplo: al determinar el factor de un medidor o factores de desempeño de equipos o instrumentos de medición e inclusive para determinar cálculos de incertidumbre en la medición estática ó dinámica.

 

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, creada mediante decreto No. 2288 de 2004.

 

Anillos de un tanque: línea o fila de láminas de acero o hierro del casco, cubierta, mampara o armazón de un tanque de almacenamiento de hidrocarburos.

 

AP- Acción preventiva: acción tomada para eliminar la causa de una no conformidad potencial u otra situación potencialmente no deseable.

 

API (American Petroleum Institute): Instituto Norteamericano del Petróleo, organismo encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.

 

ASICP: Análisis Sistémico Integral de Control de Pérdidas.

 

Asiento (trimado): condición de un buque con respecto a su posición longitudinal en el agua. El asiento es la diferencia entre los calados de proa y popa, puede ser “hacia proa” o “hacia popa".

 

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
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13/03/2012
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Auditor: persona con la competencia para llevar a cabo una auditoría.

 

Auditoría: proceso sistemático, independiente y documentado para obtener evidencias que, al evaluarse de manera objetiva, permiten determinar la extensión en que se cumplen los criterios definidos para la auditoría interna.

 

B

 

Bache: es un lote, o parcela de volumen determinado de hidrocarburo, con una composición conocida que se mueve en un periodo de tiempo determinado.

 

Bala: tanque cilíndrico horizontal, utilizado para almacenar o transportar gases licuados.

 

Balance: proceso mediante el cual se establece una relación entre los recibos, las entregas, consumos, cambio de inventarios, para llegar a tener un dato de las pérdidas identificadas y no identificadas en un período de tiempo dado.

 

Baño fijo: es un medio donde se obtienen temperaturas fijas conocidas, basado en los cambios de estado de los materiales a temperaturas fijas como el baño de hielo, el vapor de agua o del sulfuro, y en general puntos de congelamiento, de ebullición y triples puntos. Muchos de esos valores han llegado a ser puntos de referencia para determinar la escala y son por ello apropiados especialmente para calibración.

 

Baño variable: es un medio donde se crea y se controla una temperatura ambiente apropiada para la inmersión de sensores de temperatura tales como termocuplas, RTDs o termómetros de vidrio con el propósito de comparar la lectura de dos instrumentos.

 

Barcaza: artefacto naval o fluvial dedicado al transporte de hidrocarburos.

 

Barril (bl): unidad de volumen para hidrocarburos igual a 42 galones americanos, o 9.702,0 pulgadas cúbicas.

 

Báscula: dispositivo para determinar la masa o peso de un cuerpo, dependiendo del aparato o procedimiento empleado.

 

Bodega: compartimiento de un bote o de un buque-tanque en el que se almacena el producto.

 

Bote: embarcación utilizada para el transporte fluvial que forma parte de un convoy y que consta de bodegas en las cuales se transportan diferentes productos líquidos.

 

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
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Buenas prácticas de la industria del petróleo: operaciones, procedimientos métodos y procesos seguros, eficientes y adecuados, implementados para la obtención del máximo beneficio económico en la recuperación final de las reservas de hidrocarburos y la reducción de las pérdidas en los procesos de medición.

 

Bulbo: es el contenedor del fluido del termómetro.

 

Buquetanque: embarcación utilizada para el transporte marítimo de hidrocarburos líquidos.

 

C

 

Cadena de suministro: conjunto de recursos físicos, que se utilizan para extraer, producir, transportar, distribuir, almacenar, refinar y exportar el petróleo, el gas y todos sus productos asociados a la producción y refinación.

 

Calado: inmersión de un buque por debajo de la línea de flotación, medida desde la superficie del agua hasta el canto inferior de la quilla del mismo.

 

Calibración: el conjunto de operaciones que establecen bajo condiciones especificadas la relación entre los valores de magnitudes indicados por un instrumento o sistema de medición, o valores representados por una medida materializada o un material de referencia y los correspondientes valores realizados por patrones.

 

Calibración de medidores de flujo: es la comparación entre un volumen patrón y el medido por un medidor, a condiciones de referencia, con el fin de obtener un factor del medidor.

 

Calidad: grado en el que un conjunto de características inherentes de un producto proceso o sistema, cumple con los requisitos, necesidad o expectativa establecida, generalmente implícita u obligatoria, la calidad de un hidrocarburo está definida en el contrato que firman las partes.

 

Cámara de expansión: es una prolongación del tubo capilar en la punta del termómetro. Previene el aumento excesivo de presiones en los termómetros llenos de gas o de mercurio.

 

Campo: área en cuyo subsuelo existe o hay indicios de que existan uno o más yacimientos de hidrocarburos.

 

Cantidad a bordo (OBQ - On Board Quantity): es la cantidad de material a bordo en los tanques del buque y/o barcaza, espacios vacíos y/o tuberías antes de la carga. La cantidad a bordo puede incluir, petróleo, desechos, residuos de petróleo, agua, emulsión de petróleo/agua, lodos y sedimentos.

 

Carta de control de los factores del medidor: diagrama de factores sucesivos del medidor (o errores relativos del medidor) generalmente trazado como una función del tiempo. Se utiliza para evaluar la estabilidad del medidor y determinar en qué momento el funcionamiento del mismo se ha salido de su rango normal.

 

Caudal volumétrico: volumen que pasa por un área dada en un tiempo determinado. La unidad principal de medida es el metro cúbico por segundo, que es el caudal en volumen de una corriente uniforme tal que una sustancia de 1 metro cúbico de volumen atraviesa una sección determinada en 1 segundo.

 

 

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Caudal másico: masa que pasa por un área dada en un tiempo determinado. La unidad principal de medida es, el kilogramo por segundo, que es el caudal másico de una corriente uniforme tal que una sustancia de 1 kilogramo de masa atraviesa una sección determinada en 1 segundo.

 

Causa raíz: causa básica que origina la no conformidad o el problema real o potencial y que una vez eliminada impide la ocurrencia de la situación no deseada.

 

Cavitación: es una vaporización local del líquido inducida por una reducción hidrodinámica de la presión, generando bolsas localizadas de vapor dentro del líquido. Para evitar la cavitación en un medidor, se debe mantener una presión de operación 1,25 veces mayor que la presión de vapor mas 2 veces la caída de presión a través del medidor.

 

Cinta de referencia: cinta disponible en una facilidad, planta o estación, con la cual se verifican las cintas de trabajo en dicho lugar. Estas cintas deben tener un certificado de calibración emitido por una organismo metrológico.

 

Cinta métrica de medición de tanques (conjunto cinta-plomada): cinta metálica graduada que se utiliza para determinar la profundidad del líquido en un tanque. Se utiliza con su respectiva plomada.

 

Cinta métrica de medición de anillos (strapping tape): cinta de medición graduada en unidades de longitud que se utiliza para tomar las medidas que se emplean para calcular la tabla de calibración o tabla de aforo de un tanque.

 

Cinta para medición a fondo: cinta metálica graduada que se utiliza para medir la profundidad de líquido en un tanque. El “cero” de esta cinta está localizado en la punta de la plomada (parte puntiaguda).

 

Cinta para medición al vacío: cinta metálica graduada que se utiliza para medir el espacio de volumen vacío en un tanque. Esta cinta tiene el “cero” de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto. La plomada tiene forma prismática cuadrangular.

 

Cliente: persona natural o jurídica que recibe o entrega hidrocarburos para su custodia en los puntos de conexión.

 

Combustóleo: combustible líquido que contiene fondos provenientes de la destilación del crudo o de “cracking” térmico; algunas veces se le conoce como combustóleo pesado (“heavy fuel oil”).

 

Competencia: habilidad demostrada para aplicar conocimientos y aptitudes.

 

Computador de flujo: es una unidad de procesamiento aritmético con memoria asociada que acepta señales convertidas eléctricamente que representan las señales de entrada de los sistemas de medición de líquido o gases y desarrolla cálculos con el propósito de proveer la tasa de flujo e información de la cantidad total transferida.

 

 

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Condensado: mezcla de hidrocarburos relativamente livianos, separados del gas natural, que permanecen líquidos a temperatura y presión atmosférica, tienen alguna cantidad de propano y butano disueltos.

 

Condensado de línea: es el líquido formado en una tubería por un cambio de la fase de gas a líquido, como resultado de cambios en temperatura y/ o presión. El condensado de línea es también llamado por algunos segmentos de la industria, como condensado retrógrado.

 

Condiciones ambientales: condiciones del medio (presión, temperatura, humedad, etc.) que rodean un dispositivo de medición dado, como un medidor de flujo, instrumento, transductor, tanque, etc.

 

Condiciones estándar base: para líquidos con una presión de vapor igual o menor que la atmosférica a la temperatura base son las siguientes: en unidades USC: presión 14,696 psia (101,325 kPa), temperatura 60,0 °F (15,56 °C). En el Sistema Internacional de Unidades (SI): presión 101,325 kPa (14,696 psia), temperatura, 15,00 °C (59,0 °F). Para los hidrocarburos líquidos que tienen una presión de vapor mayor que la presión atmosférica a la temperatura base, la presión base será la presión de vapor de equilibrio a la temperatura base.

 

Contenido recuperable de hidrocarburos líquidos: es la cantidad de productos líquidos teóricos recuperables de una corriente.

 

Control: comprobación o inspección de alguna operación o evento. Limitación o verificación del mismo. Supervisión de lo realizado.

 

Controlador de muestra: dispositivo que gobierna la operación de un extractor de muestras.

 

Conversor análogo-digital (A/D): es un procesador de señal que convierte una señal eléctrica análoga a una correspondiente señal digital.

 

Conversor digital-análogo (D/A): es un procesador que convierte una señal digital a una señal eléctrica análoga correspondiente.

 

Convertidor de frecuencia: instrumento electrónico que convierte la frecuencia (tren de pulsos) a una señal analógica proporcional.

 

Convoy: grupos de botes movilizados por un remolcador.

 

Corrección por asiento: corrección algebraica aplicada a los volúmenes o a los aforos observados en los tanques de una embarcación cuando esta no tiene calados parejos y el líquido toca todas las mamparas del tanque. La corrección por asiento puede llevarse a cabo utilizando las tablas de corrección por asiento o por cálculo.

 

Corrección por escora: aplicable a la medición observada o al volumen observado cuando un buque se está inclinando con respecto a un eje de simetría vertical perpendicular a la base del mismo. La corrección por escora puede realizarse sobre la base de las tablas de corrección de inclinación del buque para cada tanque, o mediante cálculos matemáticos.

 

Corrida: comparación del instrumento de medida contra un patrón.

 

 

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Corrida de calibración oficial del medidor: proceso operativo con el cual se obtiene el nuevo factor para el medidor. Se informa al representante de cada uno de los clientes internos (áreas de negocio) y externos que se vean afectados por esta medición para que éstos, se encuentre presentes en la prueba del medidor que generará el nuevo factor.

 

Corte: es una línea hecha sobre la cinta de medición o la plomada, por el líquido que se ha medido, al reaccionar con la crema reveladora, este corte puede ser producido por el agua o el producto. Para cada caso se utiliza un tipo de crema diferente.

 

CPL(o Cpl): factor de corrección por efecto de la presión sobre el líquido. Aplica para el medidor (CPLM) y para el probador (CPLP).

 

CPS (o Cps): factor de corrección por efecto de presión sobre el acero para el probador.

 

Criterios de auditoría: conjunto de políticas, reglamentos, manuales, procedimientos, formatos o requisitos, utilizados como una referencia frente a la cual se compara la evidencia de la auditoría.

 

Crudo: es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase liquida y en reservorio bajo tierra y que permanece en fase liquida a presión atmosférica después de haber sido tratado en facilidades de separación superficial.

 

CSW: Factor de corrección utilizado como indicador de la presencia de sedimento y agua en suspensión en el crudo.

 

CTPL: factor de corrección combinado por efecto de temperatura y presión sobre la densidad y el volumen de los hidrocarburos líquidos según API MPMS Capítulo 11.1-2004. Históricamente es conocido como VCF.

 

CTL (o Ctl): factor de corrección por efecto de temperatura sobre el líquido. Es la razón de la densidad de un líquido a la temperatura t y presión p, a su densidad a la temperatura estándar de 60 °F y 14,696 psia (o a 15 °C y 101,325 kPa). El volumen de un líquido a la temperatura t, puede convertirse a su volumen a temperatura de referencia, multiplicando su volumen a temperatura t por el CTL a la temperatura t.

 

CTMC: Comité Táctico de Medición y Contabilización. Grupo que lidera a nivel corporativo la normativa y gestión de la Medición y Contabilización. Este Comité es convocado y liderado por el Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos (PMC) de la Gerencia de Planeación y Suministro (GPS) de la Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo (VSM).

 

CTS (o Cts): factor de corrección por efecto de temperatura sobre el acero.

 

CTSh: factor de corrección por efecto de la temperatura sobre la lámina del tanque de almacenamiento. Tiene en cuenta el efecto de contracción o expansión de un tanque cilíndrico vertical debido a la temperatura de la lámina del tanque. Se debe aplicar a los volúmenes extraídos de tablas de aforo que han sido calculadas a le temperatura de referencia de 60 °F.

 

D

 

 

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Densidad absoluta: es la masa de sustancia que ocupa una unidad de volumen a una temperatura especificada, a la presión atmosférica o a la presión de vapor de equilibrio. Esta definición es referenciada algunas veces como "densidad verdadera" o como "densidad en vacío". En la industria del petróleo si la temperatura no se indica se asume la temperatura estándar (60 °F ó 15 °C). Las unidades en el SI son kg/m3.

 

Densidad base: es la densidad del líquido a la temperatura base de referencia 60,0 ºF. La densidad base se determina a partir de la densidad y la temperatura observadas.

 

Densidad en el aire (aparente): es la relación del peso aparente de una sustancia, por unidad de volumen.

 

Densidad en vacío (in vacuo): es la relación de la masa verdadera (sin el efecto de empuje del aire) por unidad de volumen. Las densidades reportadas a través de los métodos ASTM D1298, ASTM D287, ASTM D4052, ASTM D5002 son "in vacuo".

 

Densidad relativa: relación de la densidad de una sustancia a una temperatura específica a la densidad de una sustancia de referencia a una temperatura de referencia. Se deben reportar las temperaturas de referencia de cada una. Ejemplo: 60 °F/60 °F significa densidad líquido a 60 °F/densidad agua a 60 °F; 60 °F/77 °F significa densidad líquido a 60 °F/densidad agua a 77 °F. Esta expresión reemplaza a la expresión obsoleta “gravedad específica”. Es una magnitud adimensional y por tanto, sin unidades.

 

Densitómetro (densímetro o medidor de densidad): es un transductor que permite convertir la densidad de un fluido en una señal electrónica.

 

Desemulsificante: producto químico, que se usa para romper la interfase crudo-agua y que ayuda a separar estos dos sustancias.

 

Despacho: volumen de producto transferido a otro sistema dentro del mismo negocio.

 

Destilación: proceso físico mediante el cual sustancias líquidas son separadas a través del suministro de calor, teniendo como principio de separación diferentes puntos de ebullición.

 

Destilador: aparato que sirve para separar sustancias a partir de sus diferentes puntos de ebullición y consta principalmente de un matraz, un condensador, una trampa aforada y un calentador.

 

Desviación: (1) Cualquier separación de un valor de referencia. (2) Cambio observado, usualmente incontrolable, en el funcionamiento del medidor, factor del medidor, etc., que ocurre después de un período de tiempo. (3) Cuando se utiliza el método óptico de la línea de referencia para calibración de tanques, se refiere a la medida observada a través del dispositivo óptico en la escala graduada horizontal del carro magnético en cada estación vertical.

 

Desviación estándar: también llamada desviación típica, es una medida de dispersión usada en estadística que establece cuánto tienden a alejarse los valores puntuales con respecto del promedio en una distribución. De hecho, específicamente, la desviación estándar es "el promedio de la distancia de cada punto respecto del promedio".

 

DCS: Sistema de Control Distribuido.

 

 

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Día operacional: periodo de veinticuatro (24) horas que se inicia a las cero (00:00) y termina a las veinticuatro horas (24:00)

 

Dispositivo electrónico aguas abajo: es aquel que recibe salidas de un dispositivo terciario.

 

E

 

ECV: Equipo de Cómputo y Visualización (en cuarto de control).

 

Eliminador: dispositivo eliminador de aire, gas o vapor que se utiliza en una tubería para separar y eliminar aire o vapor atrapado en el líquido para evitar su entrada al medidor, lo que producirá medidas erróneas al ser detectado como líquido.

 

Empaquetado de línea: acción de completar el lleno de línea a partir de un momento en el que se considera que la línea no está completamente llena.

 

Emulsión continua de agua: es una mezcla de agua y aceite, en la cual el agua es el componente mayor y el aceite está en suspensión.

 

Emulsión continua de aceite: es una mezcla de agua y aceite, en la cual el aceite es el componente mayor y el agua está en suspensión

 

Entrega: volumen de producto transferido en custodia a un tercero o a un sistema de otro negocio de ECOPETROL S.A.

 

Equipo auditor: conjunto de personas que intervienen en una Auditoría, generalmente conformado por el auditor líder, un auditor en medición y otro en formación.

 

Equipo certificado: equipo cuyo desempeño se enmarca bajo los estándares de mantenimiento primario establecidos por una organización de estándares reconocida internacionalmente como por ejemplo el Instituto Nacional de Tecnología y Estándares que suministra la documentación establecida para la trazabilidad (certificado de conformidad).

 

Error: es la diferencia entre el valor verdadero de una magnitud y el valor observado en el instrumento de medición.

 

Error absoluto: diferencia entre el resultado de una medición y el valor real de la cantidad medida, determinada por medio de un dispositivo estándar o patrón adecuado.

 

Error al azar (estocástico): es un error que varía de manera aleatoria cuando un conjunto de mediciones de la misma variable se hace bajo condiciones efectivamente idénticas.

 

Error puntual: es el que se produce por errores de observación del individuo o por daño del equipo.

 

Error sistemático: es aquel que surge en el desarrollo de un número de mediciones hechas en las mismas condiciones con materiales que tengan el mismo valor verdadero de una variable, ya sea que permanezca en un valor absoluto constante y en signo o que varíe de una manera predecible. Los errores sistemáticos son los que producen el sesgo.

 

 

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Escala: conjunto ordenado de marcas acompañadas de sus magnitudes, unidades, símbolos o palabras que sirven de referencia para leer un instrumento.

 

Escora (inclinación): es la inclinación de un buque expresada en grados a babor o estribor.

 

 

Escotilla o boca de medición del tanque: abertura, situada en la parte superior del tanque, desde donde se toman las medidas necesarias para las determinaciones de calidad y cantidad. Se conoce también como boquilla de medición. Sección vertical de tubería que se extiende desde la plataforma de medición hasta cerca del fondo de los tanques equipados con techos flotantes internos o externos. Estas escotillas de medición también se pueden encontrar en buques o barcazas.

 

Evaluación: calificar el desempeño de un sistema, proceso o actividad.

 

Evaluación de incertidumbre tipo A: método para evaluar la incertidumbre mediante el análisis estadístico de una serie de observaciones.

 

Evaluación de incertidumbre tipo B: método para evaluar la incertidumbre por otro medio que no sea el análisis estadístico de una serie de observaciones.

 

Evidencia de auditoría: registros, declaraciones de hechos o cualquier otra información que son pertinentes para los criterios de auditoría y que son verificables. La evidencia de la auditoría puede ser cuantitativa o cualitativa.

 

Exactitud: es la medida en la cual los resultados de un cálculo o una lectura de un instrumento se aproximan al valor real (diferencia entre el valor observado y el valor real).

 

Exactitud intrínseca: es la exactitud del equipo cuando es probado bajo condiciones controladas y bajo especificaciones del fabricante. Este concepto hace referencia al Sistema Hibrido de Medición de Tanques (SHMT).

 

Exactitud Total: es la exactitud real del equipo o conjunto de equipos. Es la combinación de la exactitud intrínseca dada por el fabricante y de todos los efectos causados por la instalación y operación. Este concepto hace referencia al Sistema Hibrido de Medición de Tanques (SHMT).

 

 

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Exploración: estudios, trabajos y obras que se ejecutan para determinar la existencia y ubicación de Hidrocarburos en el subsuelo.

 

F

 

Facilidades de producción: instalaciones, plantas, vasijas de producción y demás equipos para las actividades de producción, separación, tratamiento, conducción y almacenamiento de hidrocarburos en el campo.

 

Factor de calibración del medidor (MF): valor adimensional resultante de la relación entre el volumen neto medido por un patrón y el volumen neto medido por un medidor de flujo durante una prueba de calibración.

 

Factor de cobertura: factor numérico usado como multiplicador de la incertidumbre estándar combinada en el propósito de obtener una incertidumbre expandida. (Este valor de cobertura k, usualmente toma valores en el intervalo de 2 a 3).

 

Factor de experiencia del buque (VEF - Vessel Experience Factor): resumen histórico de las mediciones del Volumen Total Calculado del buquetanque (TCV), ajustado por la cantidad a bordo (OBQ) o el remanente a bordo (ROB), comparada con las mediciones de tierra (TCV). Se deberá desarrollar el VEF por separado, uno para la carga y otro para la descarga. Es preferible que la información utilizada para calcular un VEF se base en documentos que sigan las normas y prácticas aceptadas por la industria, tales como los reportes de las compañías de inspección.

 

Factor de merma o de encogimiento: es la relación de un volumen líquido a condiciones del tanque de almacenamiento o algunas condiciones intermedias definidas y el volumen del líquido a condiciones de medición.

 

Fecha de transacción: es el registro del año, mes y día específico en que inició o terminó la transacción de una cantidad de hidrocarburo.

 

Fluido trifásico: es el término que describe un fluido que está compuesto de tres estados: hidrocarburo líquido, gas, y producido de agua.

 

Formula de cuña: es un medio matemático para aproximar pequeñas cantidades de carga liquida y sólida, y agua libre a bordo, antes de la carga y después de la descarga, con base en las dimensiones del compartimiento de carga y el asiento del buque. La fórmula de cuña se utiliza solo cuando el líquido no toque los mamparos del tanque del buque.

 

G

 

Gas libre: gas natural que se encuentra en fase gaseosa a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

 

Gas natural: hidrocarburo que permanece en estado gaseoso en condiciones atmosféricas normales, extraído directamente de yacimientos. Puede contener impurezas y otros elementos no hidrocarburos.

  

 

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GLP (Gas Licuado de Petróleo): es una mezcla de hidrocarburos livianos constituida principalmente por C3 (propano e isómeros de este) y C4 (butano e isómeros de este), en proporciones variables que a condiciones atmosféricas es gaseosa y que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías, especialmente en las plantas de ruptura catalítica. Comúnmente se llama gas propano.

 

GOR (R.G.P. - relación gas petróleo): relación entre el volumen de gas producido y el volumen de petróleo producido, medido a condiciones de referencia.

 

Grab: es el volumen de líquido extraído de la tubería en una operación del extractor del tomamuestras. La suma de todos los grabs representa el “sampler” o muestra.

 

Grados de libertad: es el número de resultados independientes usados en estimar la desviación estándar.

 

Gravedad API: método utilizado en la industria petrolera para expresar la densidad de líquidos del petróleo. La gravedad API se mide a través de un hidrómetro que posee una escala graduada en grados API; es un número adimensional y por derivarse de la densidad absoluta es "in vacuo". La relación entre la gravedad API y la densidad relativa (anteriormente llamada gravedad específica) es la siguiente:

 

 

 

Gravedad específica: esta expresión ha sido reemplazada por densidad relativa.

 

H

 

Hidrocarburo: se denomina hidrocarburo a los compuestos orgánicos que contienen únicamente carbono e hidrógeno en sus moléculas. Conforman una estructura de carbono a la cual se unen átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos se clasifican en dos clases principales: hidrocarburos aromáticos los cuales tienen al menos un anillo aromático (conjunto planar de seis átomos de carbono) y los hidrocarburos alifáticos los cuales se unen en cadenas abiertas, ya sea lineales o ramificadas.

 

HTG (Hydrostatic Tank Gauging Systems): Sistemas hidrostáticos de medición de tanques. Inferido a partir del peso de la columna de líquido. Puede reportar datos en volumen o en masa.

 

I

 

ICP: Instituto Colombiano del Petróleo.

 

IISM: Índice de Incertidumbre de los sistemas de medición.

 

Incertidumbre (Absoluta): parámetro asociado al resultado de una medición que caracteriza la dispersión de los valores que podrían razonablemente ser atribuidos al mensurando. La incertidumbre de la medición para cada paso en la cadena de trazabilidad debe ser calculada de acuerdo a los métodos definidos, debe ser declarada a cada paso de la cadena de tal manera que la incertidumbre para la cadena completa pueda ser calculada. Estas incertidumbres deben estar soportadas matemáticamente y estarán representadas como incertidumbres expandidas usando un nivel de confianza de aproximadamente el 95% y su factor de cobertura correspondiente, a menos que el laboratorio pueda demostrar otro nivel de confianza.

 

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN
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La incertidumbre también se define como la cuantificación de la duda que existe respecto del resultado de una medición, y está representada por dos valores: el intervalo y el nivel de confianza.

 

Incertidumbre estándar: incertidumbre del resultado de una medición expresada como una desviación estándar.

 

Incertidumbre estándar combinada: incertidumbre estándar del resultado de una medición cuando el resultado se obtiene a partir de los valores de algunas magnitudes, igual a la raíz cuadrada positiva de una suma de términos, siendo estos términos, las varianzas y covarianzas de estas otras magnitudes ponderada, de acuerdo como el resultado de la medición varia con respecto a cambios en estas magnitudes.

 

Incertidumbre expandida: cantidad que define un intervalo alrededor de una medición del que se puede esperar que abarque una fracción grande de la distribución de valores que razonablemente pudieran ser atribuidos al mesurando.

 

Incertidumbre relativa: Es el cociente entre la incertidumbre absoluta y el valor medido. De su definición se deduce que es un número adimensional. Se expresa como porcentaje (%).

 

Índice de Gestión de los Sistemas de Medición (IGSM): es la calificación que se obtiene, como resultado de la valoración ponderada del cumplimiento de una serie de criterios en aspectos técnicos, gestión, estándares y personal, en la operación, mantenimiento de los sistemas de medición estática, medición dinámica, balances, laboratorios y ensayos. Principalmente para transferencia de custodia.

 

Índice de viscosidad (V.I.): los aceites lubricantes, tal como otros líquidos, tienden a “adelgazarse” cuando se les calienta y tiende a “espesarse” cuando se les enfría. No todos los aceites, sin embargo, responden del mismo modo a un determinado cambio de temperatura. La propiedad de resistir los cambios de viscosidad debido a cambios de temperatura, puede ser expresada como índice de viscosidad (V.I.) un número empírico y que no tiene unidad. Cuanto más alto sea el V.I. de un aceite, tanto menores serán los cambios de viscosidad con los cambios de temperatura.

 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
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Inspección: se puede entender como el examen, la verificación y vigilancia que realiza un personal especializado (el Inspector y su grupo) a los criterios fundamentales contenidos en el IGSM en cada uno de los sistemas de medición.

 

Inspector en medición: persona calificada y competente en medición de hidrocarburos que lleva a cabo la Inspección.

 

Instrumento de medición: dispositivo destinado a efectuar mediciones de una variable determinada, solo o en conjunto con uno o varios dispositivos adicionales.

 

Interpolación de pulsos: cualquiera de varias técnicas mediante las cuales se contabiliza el número de pulsos que genera del medidor entre dos eventos; como por ejemplo, el cierre de los interruptores de detección. En este cálculo se incluye cualquier fracción remanente de un pulso entre los dos eventos.

 

Intervalo: es el rango de variación de los datos.

 

K

 

Kelvin: es una de las unidades del Sistema Internacional de Unidades y se corresponde a una fracción de 1/273,16 partes de la temperatura del punto triple del agua. Se representa con la letra "K". No se dice "19 grados kelvin" sino "19 kelvin" o "19 K".

 

K-Factor: número de pulsos generados por un medidor de flujo para una unidad de volumen o de masa, generalmente está definido por el fabricante.

 

L

 

Lastre: es el agua que se carga cuando un buque está vacío o parcialmente cargado, a fin de aumentar el calado para sumergir adecuadamente la hélice y mantener la estabilidad y el asiento.

 

Línea: tubería por donde circula un fluido.

 

Línea de inmersión: es la línea que indica el nivel al cual un termómetro de inmersión parcial deberá ser sumergido para todas las lecturas.

 

Linealidad: es la capacidad de un medidor de mantener su factor de medición dentro un rango casi constante a diferentes flujos.

 

Líquido patrón: líquido de densidad conocida y con certificado de calibración de un instituto acreditado. Por lo general el certificado de un líquido patrón tiene una vigencia relativamente corta debido a la susceptibilidad del líquido de cambiar sus condiciones físicas.

 

Lleno de línea: es el volumen o capacidad de una tubería entre dos puntos. Depende del diámetro interno y la longitud de la tubería.

 

Loop: arreglo de tubería diseñado para que en los sistemas de medición se instalen tomamuestras, analizadores de agua y densitómetros.

 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO
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MAN: Medición Automática de Nivel.

 

MAP: Medición Automática de Presión.

 

MAT: Medición Automática de Temperatura.

 

Matraz: frasco de vidrio para destilación.

 

Masa: es la magnitud que cuantifica la cantidad de materia de un cuerpo. La unidad de masa, en el Sistema Internacional de Unidades es el kilogramo (kg). Es una cantidad escalar y no debe confundirse con el peso, que es una fuerza.

 

Medición: conjunto de operaciones que tienen por finalidad determinar el valor de una magnitud.

 

Medición abierta: se dice de los tanques de carga de un buque cuando la escotilla de medición de los mismos puede ser abierta para tomar las medidas de nivel de líquido, muestras y temperaturas.

 

Medición de anillos de tanque (strapping): medición de la circunferencia externa de un tanque cilíndrico vertical u horizontal que se realiza tensando una cinta metálica de acero sobre cada anillo del tanque y registrando su medida.

 

Medida de fondo (innage gauge): en un tanque de almacenamiento es la distancia medida desde la superficie del líquido hasta el plato de medición o hasta el fondo del tanque.

 

Medida de vacío (ullage gauge): distancia medida desde la superficie del líquido en un tanque, hasta el punto de referencia.

 

Medición electrónica de líquidos: ELM (Electronic Liquid Measurement) es un sistema de medición que utiliza equipo electrónico de cálculo de acuerdo con las características expresadas en los algoritmos del API.

 

Medición manual con cinta: es la medición del nivel de líquido en un tanque que se realiza por medio de una cinta graduada y su plomada. Se puede realizar “a vacío” o “a fondo”.

 

Medición por asignación: es aquella en la cual se utilizan sistemas de medición estática y/o dinámica para facilidades individuales de producción y procedimientos específicos para determinar el porcentaje de hidrocarburo y fluidos asociados, o contenidos de energía para atribuir a un pozo o facilidad, cuando se compara contra el total de la producción del yacimiento, sistema de producción o sistema de recolección.

 

Medición restringida: se dice de la medición de petróleo en un sistema restringido utilizando dispositivos de medición restringida tales como PMU y PSU.

 

Medida inicial: es la medida de apertura en una transferencia de producto.

 

Medida de tanque: es la determinación exacta del nivel del líquido en un tanque de almacenamiento.

 

 

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Medida final: es la medida de cierre en una transferencia de producto.

 

Medidor no-rotatorio: dispositivo de medición para el cual la salida del pulso del medidor no se produce a partir de una rotación mecánica. Por ejemplo, vórtices, tubo de Venturi, platinas de orificio, boquillas sónicas y medidores de flujo ultrasónicos y electromagnéticos. La salida se deduce a partir del cambio de una variable diferente a la rotación, pero que es proporcional a la rata de flujo.

 

Mes operacional: periodo de tiempo contado a partir de cualquier día (fecha) de un mes calendario y que termina el día anterior (fecha anterior) al mismo día del mes calendario siguiente, o, si se trata del primero hasta el último día de cada mes.

 

Medidor rotatorio: dispositivo que produce una salida de pulsos a partir de rotación mecánica producida por la corriente del fluido. La velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del fluido. Por ejemplo, medidores de turbina y de desplazamiento positivo, en los cuales la salida de pulsos, se deduce de un desplazamiento continúo angular de un elemento accionado por el fluido.

 

Metro cúbico: es el volumen de un cubo de un metro de arista y es la unidad básica de volumen en el Sistema Internacional de Unidades.

 

Metrología: es la rama de la ciencia que se ocupa de las mediciones, de los sistemas de unidades y de los instrumentos usados para efectuarlas e interpretarlas. Esta comprende los aspectos teóricos y prácticos de las mediciones y su incertidumbre, la metrología se puede observar desde dos (2) puntos de vista; la científica está encargada de la investigación que conduce a la elaboración de patrones sobre bases científicas y promueve su reconocimiento y la equivalencia de éstos a nivel internacional, la industrial persigue promover en la industria manufacturera y de servicios la competitividad a través de la permanente mejora de las mediciones que inciden en la calidad y la legal se encarga de la diseminación a nivel nacional de los patrones en el comercio y en la industria.

 

Mezcla: son los medios usados para combinar las corrientes de hidrocarburo de dos o más pozos o instalaciones de producción en una corriente común de tanque o línea.

 

Mezclador de muestras: aparato que sirve para agitar muestras a altas revoluciones, durante un tiempo definido en un estándar de laboratorio.

 

MF (Factor del medidor): véase factor de calibración del medidor

 

Muestra: porción extraída de la totalidad de un volumen que puede o no contener sus componentes en las mismas proporciones que representan el total del volumen.

 

Muestra compuesta de tanque: mezcla de muestras superior, media e inferior de un solo tanque. Para un tanque de área transversal constante como un tanque cilíndrico vertical la mezcla consiste en partes iguales de las tres muestras; para un tanque cilíndrico horizontal la mezcla consiste en proporciones de las tres muestras de acuerdo con la Tabla 2 del API MPMS Capítulo 8.1.

 

Muestra corrida: muestra obtenida de un tanque de almacenamiento al bajar el recipiente destapado desde la superficie del líquido hasta el nivel de la válvula de succión del tanque y subiéndolo a una velocidad tal que al salir del líquido esté lleno aproximadamente hasta las tres cuartas partes de su volumen total.

 

 

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Muestra de nivel inferior: muestra tomada en el punto medio del tercio inferior del contenido del tanque.

 

Muestra de nivel medio: muestra tomada en el punto medio del tercio medio del contenido del tanque, es decir a la mitad (medida desde la superficie) de la altura del líquido.

 

Muestra de nivel superior: muestra tomada en el punto medio del tercio superior del contenido del tanque.

 

Muestra proporcional al flujo: una muestra tomada de una tubería tal que la tasa de muestreo es proporcional, en la totalidad del periodo de muestreo, a la velocidad del fluido.

 

Muestra representativa: es una porción extraída del total de volumen que contiene los componentes en la misma proporción que están presentes en el total de volumen a evaluar.

 

Muestreador automático: un dispositivo usado para extraer una muestra representativa de líquido que fluye en un tubería. El muestreador automático consiste generalmente en una sonda, un extractor de muestra, un controlador asociado, un dispositivo de medición de flujo y un recipiente para la de muestra.

 

Muestreo: son todos los pasos para obtener una muestra que sea representativa de un producto en una línea, tanque u otro tipo de contenedor.

 

MPMS: Manual de Estándares de Medición de Petróleo desarrollado por el API.

 

N

 

Nivel de confianza: parámetro que establece cuan seguro estamos que el “valor verdadero” cae dentro de ese intervalo o rango de incertidumbre.

 

Nivel de referencia: ver altura de referencia.

 

No conformidad: incumplimiento de un requisito.

 

Norma: ordenamiento imperativo de acción que persigue un fin determinado con la característica de ser rígido en su aplicación. Se traduce en un enunciado técnico que a través de parámetros cuantitativos y/o cualitativos sirve de guía para la acción.

 

Norma técnica: especificación técnica nacional o internacional aprobada por un organismo reconocido en materia de actividades normativas, el respeto a la cual es puramente facultativo.

 

Número de Reynolds: es un número adimensional que relaciona las propiedades físicas del fluido, su velocidad y la geometría del ducto por el que fluye. El número de Reynolds permite predecir el comportamiento del fluido en el medidor. Está dado por:

 

 

 

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Dónde:

 

Re  = Número de Reynolds

D   = Diámetro del ducto [L] a través del cual circula el fluido

      = Velocidad promedio del fluido [L/T]

ρ    = Densidad del fluido [M/L3]

µ    = Viscosidad dinámica del fluido [M/L·t]

v    = Viscosidad cinemática del fluido

 

Se considera que el flujo es laminar, si Re se encuentra por debajo de 2000. Si Re se encuentra entre 2.000 – 4000 se considera como flujo de transición y sí Re es mayor que 4000 el flujo es turbulento

 

O

 

Oleoducto: sección de tubería utilizada para transporte de fluidos.

 

Oportunidad de mejoramiento: término usado para identificar las no-conformidades de los sistemas de medición auditados y/o inspeccionados en ECOPETROL S.A. o ante los clientes de la misma; estas oportunidades conllevaran a mejoras futuras en la gestión, operación y control de los Sistemas de Medición.

 

Organismo de acreditación: entidad gubernamental que acredita y supervisa los organismos de certificación, los laboratorios de metrología y de pruebas y ensayos que hagan parte del sistema nacional de normalización, certificación y metrología.

 

Organismo de certificación: entidad imparcial pública o privada, nacional o extranjera que posee la competencia y la confiabilidad necesaria para administrar un sistema de certificación, consultando los intereses generales.

 

P

 

Pantalla flotante (membrana): cubierta ligera de metal o plástico alineada para que flote en la superficie de un líquido dentro de un recipiente con el fin de evitar en lo posible, su evaporación.

 

Parámetros: son los valores que caracterizan y resumen el comportamiento esencial de las mediciones.

 

Paso del probador: (a) Movimiento del desplazador entre los detectores en un probador. (b) Volumen determinado por un desplazador que viaja entre los interruptores de detección en una sola dirección.

 

Pasta detectora de agua: crema que aplicada a la plomada y/o a la cinta cambia de color al contacto con el agua, proporcionando una indicación del nivel de agua libre en un recipiente.

 

Pasta para medición de producto: crema que aplicada a la plomada y/o a la cinta indica el nivel en el que la superficie del líquido marca la porción graduada de esta.

 

 

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Patrón: medida materializada, instrumento de medida, material de referencia o sistema de medida destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores de una magnitud para que sirvan de referencia. Existen patrones primarios y secundarios.

 

Patrón de referencia: patrón, en general de la más alta calidad metrológica, disponible en un lugar o una organización determinada, del cual se derivan las mediciones realizadas en dicho lugar. Existen patrones Internacionales, nacionales y locales.

 

Pérdida de presión (caída): presión diferencial en la corriente de fluido (que variará con la tasa de flujo) entre la entrada y la salida de un medidor, enderezador de flujo, válvula, filtro, tramos de tuberías, etc.

 

Periodo de contabilización: es el tiempo fijo que usualmente se da en días o semanas o un periodo de tiempo requerido para hacer la contabilización de un bache o parte de él.

 

Peso: es la medida de la fuerza que ejerce la gravedad sobre la masa de un cuerpo. Normalmente, se considera respecto de la fuerza de gravedad terrestre.

 

Peso en el aire (peso aparente): el peso indicado para una sustancia cuando la misma se pesa en el aire con una balanza o báscula comercial que ha sido estandarizada, de tal manera que a la sustancia le corresponde un peso en el vacío igual a la masa nominal asociada con ella. Durante el pesaje, el aire ejerce una fuerza neta de empuje sobre la sustancia igual a la masa de aire desplazada por la sustancia, menos la masa de aire desplazada por las pesas.

 

Peso in vacuo (en el vacío ó peso verdadero): el peso de una masa en el vacío, sin en el efecto de la fuerza de empuje del aire.

 

PET (Portable Electronic Thermometer): Termómetro electrónico portátil.

 

Petróleo: sustancia generalmente liquida, que se encuentra en forma natural en la tierra y se compone principalmente de una mezcla de componentes de carbono e hidrógeno con o sin otros compuestos no metálicos tales como azufre, oxígeno y nitrógeno. Los compuestos que integran el petróleo pueden encontrarse en estado gaseoso, líquido o sólido, dependiendo de su naturaleza y de las condiciones de presión y temperatura existentes.

 

Placa o platina de orificio: placa metálica circular con un orificio calibrado, colocada en una tubería a través de la cual pasa un fluido, produce una presión diferencial que se utiliza para medir el flujo. Se aplica principalmente para medición de gas.

 

Plan de la auditoria en medición: descripción de las actividades in situ, diseño de pruebas y otros detalles acordados por el equipo auditor para realizar en una auditoria.

 

Platina de medición (datum plate): placa metálica de nivel situada en el fondo del tanque, directamente debajo del punto de referencia y que provee una superficie de contacto firme para la determinación exacta del nivel del líquido. Se conoce también como plato de medición o placa de aforo.

 

PLC: Controlador Lógico Programable.

 

Plomada de fondo: es una pesa graduada anexa a la cinta de medición a fondo, de suficiente peso para mantener la cinta tensa, tirante, para así facilitar la penetración en cualquier sedimento que este depositado sobre la platina de medición; esta pesa es cilíndrica con punta cónica. El punto cero de esta plomada está en la punta de ella.

 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

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Plomada de vacío: es una pesa graduada anexa a la cinta de medición a vacío, de suficiente peso que garantice mantener la cinta tensa. El punto cero de esta pesa, está en su parte superior en el punto de unión de la cinta se une con la plomada. Es de forma prismática cuadrangular.

 

PMU (Portable Measurement Uinit): ver Unidad Potátil de Medición.

 

Precisión: es la aproximación dentro de la cual un conjunto de datos está agrupado.

 

Presión ambiental: presión del medio circundante, como la de un líquido en un oleoducto o la de la atmósfera.

 

Presión atmosférica: presión ejercida por el peso de la atmósfera. A nivel del mar, la presión es aproximadamente de 14,7 libras por pulgada cuadrada (101 kPa), a menudo referida como atmósfera, presión atmosférica, o presión de una atmósfera.

 

Presión de equilibrio: presión a la cual un líquido y sus vapores están en equilibrio a una temperatura dada.

 

Presión de vapor Reid: presión de vapor de un líquido a 100°F (37.8°C) determinada de acuerdo con el método para la Presión de Vapor de Productos de Petróleo (Método Reid). ASTM D323.

 

Presión estática: presión en un fluido o sistema que se ejerce perpendicularmente a la superficie sobre la cual actúa.

 

Presión manométrica: presión medida considerando la presión atmosférica como cero.

 

Probador: equipo de calibración que permite calcular un factor de medición correspondiente a un medidor, para las condiciones de operación establecidas en el momento de la prueba.

 

Probador de tubería convencional: probador que tiene un volumen entre detectores que le permite una acumulación mínima de 10.000 pulsos directos (sin alteración) desde el medidor. Un probador de tubería convencional puede ser unidireccional o bidireccional.

 

Probador de volumen pequeño: probador de medidor que tiene un volumen entre detectores que no permite una acumulación mínima de 10.000 pulsos directos (sin alteración) desde el medidor. Los probadores de volumen pequeño requieren una discriminación de los pulsos del medidor mediante técnicas de interpolación de pulsos u otras técnicas para incrementar la resolución.

 

Probador, medidor patrón: medidor utilizado como referencia para probar otro medidor. La comparación de lecturas de los dos medidores es la base del método del medidor patrón. Para el API los medidores de desplazamiento o turbina pueden servir como medidores patrones.

 

Probador tanque: recipiente abierto o cerrado, de capacidad conocida diseñado para determinar en forma precisa el volumen de líquido que entra o sale de este durante la operación de prueba de un medidor.

 

 

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13/03/2012

Versión 3

 

Producción teórica: es el volumen de aceite de crudo corregido a las condiciones de los tanques de almacenamiento.

 

Programa de la auditoria en medición: conjunto de una o más auditorias planificadas para un período de tiempo determinado y dirigidas hacia un propósito específico por efectuarse durante un período de tiempo planeado.

 

Prueba de presión: registro del comportamiento de la presión en un pozo o un sistema durante un periodo de tiempo determinado.

 

PSU (Portable Sampling Unit): ver Unidad Portátil de Muestreo.

 

PTB: libras de sal por cada 1000 barriles [lbs/1000 bl] de crudo.

 

Punto de burbuja: presión a la cual se forma la primera burbuja de vapor cuando se disminuye la presión en un líquido mantenido a una temperatura constante. Las presiones del punto de burbuja son mayores a temperaturas altas.

 

Punto de inflamación: temperatura mínima a la que debe calentarse un producto bajo condiciones estándar, para que los vapores emitidos se enciendan momentáneamente ante la presencia de una llama.

 

Punto de muestreo: lugar físico donde se toma la muestra.

 

Punto de referencia para medición: (a) punto claramente establecido y marcado en la escotilla de medición, desde el cual se toma la altura de referencia y desde donde se toman las medidas de nivel del líquido. (b) En carro-tanques a presión, el punto de referencia es un indicador fijo ubicado en la boca de visita adyacente al tubo de medición, un punto al que están referidas todas las medidas.

 

Punto de transferencia de custodia: es la localización física en la cual una cantidad de petróleo que es transferida entre las partes, cambia de dueño o de responsable de su tenencia.

 

Q

 

Queja (reclamo): manifestación de insatisfacción, inconformidad o disgusto, como resultado del suministro de un producto o servicio por parte de Ecopetrol S.A., o por el incumplimiento de acuerdos comerciales.

 

R

 

Rata o tasa de flujo: término que expresa la velocidad del fluido, en función de volumen o masa. Ejemplo: barriles por hora, galones por minuto, metros cúbicos por hora, o kilogramos por unidad de tiempo, etc.

 

Reclamo: comunicación escrita que manifiesta la inconformidad del cliente por el no cumplimiento de acuerdos.

 

Refinados: mezcla de hidrocarburos resultante de procesos de tratamientos físico-químicos, que existen en fase liquida a presión atmosférica.

 

 

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13/03/2012

Versión 3

 

Registro de configuración: es aquel que contiene e identifica todos los parámetros seleccionados de flujo en la generación de un reporte en la transacción de una cantidad.

 

Registro de eventos: en el cual se anotan y registran las excepciones y cambios de los parámetros del sistema o parámetros de flujo dentro del registro de configuración que tienen un impacto en una transacción de una cantidad.

 

Registro de transacción de cantidad (QTR): es un conjunto de datos históricos, valores calculados e información presentada en formato que soportan una cantidad determinada dentro de un periodo dado. El QTR es históricamente conocido como un tiquete de medición.

 

Registros de auditoría: es el registro de verificación o de medidas de calibración de todos los dispositivos secundarios y terciarios que deben estar contenidos en un sistema electrónico de medición de líquidos, donde se consignen las especificaciones de los dispositivos primarios, valores constantes, tiempos y fechas que afecten los volúmenes reportados y toda la documentación requerida en una auditoría y sus reportes correspondientes. Esto también puede incluir la identificación de quien hace los cambios. La información para esta auditoría puede consistir en un registro magnético o copia dura (archivos en papel).

 

Reglamento de medición: documento suscrito por la presidencia de ECOPETROL S.A. que contiene los lineamientos corporativos observados para las prácticas de medición y transferencia de custodia de los hidrocarburos y biocombustibles, en sus instalaciones y operaciones.

 

Relación Turndown o Amplitud del Rango del Transmisor: es la relación entre el valor más alto del rango (URV) y el valor más bajo del rango (LRV) para el cual el transmisor es diseñado. Por ejemplo, si un transmisor ha sido rateado a un span de 0-15 psi mínimo y 0-150 PSI máximo, entonces la relación turndown es de 10:1

 

Remanente a bordo (ROB Remaining On Board): es el material que queda en los tanques del buque, bodegas vacías y/o tuberías después de la descarga. El remanente a bordo incluye agua, petróleo, desechos, residuos de petróleo, emulsiones petróleo/agua, lodo y sedimentos.

 

Repetibilidad: es la variación obtenida entre los resultados de múltiples sucesos, medidos a las mismas condiciones de operación y llevados a cabo por el mismo método, con los mismos instrumentos, en el mismo lugar y dentro de un corto periodo de tiempo.

 

Reporte de inspección: informe expedido por un Inspector para registrar observaciones sobre una operación de medición o similar, que haya sido verificada.

 

Reproducibilidad: es la medida de la variabilidad entre los resultados de mediciones de la misma variable cuando las mediciones individuales son realizadas con el mismo método, con el mismo tipo de instrumento pero con operadores diferentes en diferentes sitios y después de un periodo largo.

 

RTD (Resistance Temperature Detector): dispositivo detector de temperatura que utiliza el principio de la resistencia. Esta varía su valor dependiendo de la temperatura.

 

Resolución: capacidad para detectar un cambio mínimo en la cantidad medida para el cual el instrumento reaccionara con un cambio observado en una indicación análoga o digital.

 

 

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S

 

Sedimento: material sólido que puede incluir una combinación de arena, óxidos, residuos y materia granulada, suspendida o decantada en los hidrocarburos.

 

Segundo: unidad básica de tiempo en el SI. Es la duración de 9 192 631 770 períodos de la radiación correspondiente a la transición entre los dos niveles hiperfinos del estado fundamental del isótopo 133 del átomo de cesio (133Cs) a una temperatura de 0 K.

 

Sensibilidad: relación entre un cambio en la magnitud de la respuesta y el cambio sobre el estimulo que lo causa luego que se alcanza el equilibrio. La sensibilidad se expresa como un cociente con las unidades de medición de las dos cantidades expresadas. El cociente es constante en todo el rango de un equipo de comportamiento lineal. Para un equipo de comportamiento no lineal se deben definir los niveles de estímulo aplicables.

 

Sensor: es un dispositivo que provee una señal de salida que responde a una magnitud la cual es una cantidad física, propiedad o condición de una variable que es medida. La salida es una señal eléctrica, producida por el sensor la cual es una función de la magnitud que nos interesa.

 

Sensor de temperatura: consiste en un elemento sensor y su cubierta, y se define como parte del mecanismo de detección de temperatura que se coloca en el producto al cual se le está midiendo su temperatura.

 

Señal analógica: señal que varía en amplitud en forma continua, en vez de hacerlo en forma discreta.

 

Señal del detector: cambio en el cierre de un contacto, u otra señal, que inicia o detiene un contador del probador/cronometro y define el volumen calibrado por el probador.

 

Señal digital: señal que varía en pasos discretos en vez de pasos continuos.

 

Servomecanismo: mecanismo de acción externa que es activado por el elemento sensor con la finalidad de proporcionar la suficiente potencia para posicionar el indicador.

 

Sesgo: es cualquier influencia en cualquier resultado que produzca una aproximación incorrecta de la variable medida. El sesgo es el resultado de un error sistemático predecible.

 

SGC: Sistema de Gestión Integral de la Calidad.

 

SHMT: Sistema Hibrido de Medición de Tanques.

 

Sistema automático de medición de buque-tanques: es aquel que mide e indica automáticamente los niveles de líquido o aforo en uno o más tanques del buque en forma continua, periódica o por solicitud.

 

Sistema automático de Transferencia de Custodia (LACT): conjunto de equipos diseñados para las transferencias de custodia no atendidas de hidrocarburos líquidos.

 

Sistema cerrado: se dice de los tanques de carga de un buque cuando los mismos están diseñados de tal manera que no hay exposición directa de la carga a la atmósfera en condiciones normales de operación.

 

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES

CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

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Elaborado

13/03/2012

Versión 3

 

Sistema de medición: conjunto de instrumentos de medición y otros dispositivos que interactúan para efectuar mediciones específicas de hidrocarburos.

 

Sistema de respaldo (Back up): es el sistema de medición alterno al sistema principal, se debe utilizar como respaldo en caso de falla del principal. También se puede referir a equipos operativos para almacenamiento y registro de información en medio magnético.

 

Sistema restringido: se dice de los tanques de carga de un buque cuando los mismos están diseñados para reducir y minimizar la exposición directa de la carga y salida de vapores a la atmósfera en condiciones normales de operación.

 

Sondeo o medición de nivel: procedimiento mediante el cual se determina la profundidad del líquido en un tanque, que se mide desde la superficie del mismo hasta el fondo del tanque o hasta el punto de referencia.

 

Span de calibración: es la diferencia entre los rangos límites mínimos y máximos de calibración.

 

T

 

Tabla de aforo (tabla de capacidad o de calibración): es una tabla que se realiza utilizando métodos reconocidos por la industria del petróleo; en la cual se establece la correlación entre el volumen contenido en un tanque y los diferentes niveles de líquido en su interior, medidos desde el punto de referencia.

 

Tanque: unidad de almacenamiento de productos líquidos o gaseosos con características definidas.

 

Tanque de techo flotante: tanque en el cual un techo flota libremente en la superficie del líquido, excepto a bajos niveles cuando el techo es sostenido por sus soportes al fondo del tanque. Adicionalmente puede tener también un techo fijo en su parte superior.

 

TBG: Tablero Balanceado de Gestión.

 

Temperatura: es una medida del calor o energía térmica de las partículas en una sustancia. Es la magnitud física que se emplea para medir en términos físicos las sensaciones de caliente y frío.

 

Tercero: empresa u organización diferente a ECOPETROL S.A. que interviene en una operación de transferencia en custodia.

 

Termopozo: receptáculo protector metálico instalado en la cavidad o coraza de un recipiente de líquido en el cual se inserta el elemento sensor de temperatura.

 

Título: la equivalencia del agua del reactivo (titulante) Karl Fischer, expresado en mg/ml.

 

Tolerancia: es el intervalo de valores en el que debe encontrarse una magnitud para que se acepte como válida, lo que determina la aceptación o el rechazo de los componentes fabricados, según sus valores queden dentro o fuera de ese intervalo.

 

Toma-muestras (ladrón): término utilizado en la industria para definir un envase con cierre en el fondo que se utiliza para extraer muestras de los tanques de almacenamiento de líquidos.

 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

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Tomas en tubería: posición de un par de agujeros para medir la tasa de flujo por medio de la presión diferencial a través de una placa de orificio. El centro de la toma corriente arriba se encuentra ubicado a una distancia equivalente a dos veces y medio el diámetro interno reportado de la tubería de la cara de la placa más cercana. El centro de la toma corriente abajo se ubica a una distancia equivalente a ocho veces el diámetro interno reportado de la tubería corriente abajo de la cara de la placa más cercana.

 

Tonelada corta (Short Ton): unidad anglosajona de masa, equivale a 907,18474 kg

 

Tonelada larga (Long Ton): unidad anglosajona de masa, equivale a 1.016,0469088 kg

 

Tonelada métrica: unidad de masa, múltiplo del kilogramo en el Sistema Internacional de Unidades, equivalente a 1000 kilogramos. Símbolo: t

 

Transferencia de custodia: es el hecho a través del cual se traslada a otra área o un tercero el deber del cuidado y la conservación del hidrocarburo, derivada de la entrega y recibo entre áreas o la entrega y recibos de terceros ya sea a título de tenencia o a título de propiedad.

 

Transmisión remota y telemetría: sistema de instrumentación separado o integral, utilizado junto con otros elementos básicos de medición (como por ejemplo, un medidor automático de nivel), que transmite la lectura básica a algún lugar diferente al punto de medición.

 

Trazabilidad: la aptitud para rastrear la historia, la aplicación o la localización de sistema, equipos o prueba, por medio de identificaciones registradas. Se aplica a la referencia de los equipos de medición en relación con los patrones nacionales o internacionales, los patrones primarios, las constantes o propiedades físicas básicas o los materiales de referencia. Conviene que todos los aspectos de los requisitos de trazabilidad si los hay, se especifiquen claramente, por ejemplo en función de períodos de tiempo, punto de origen o identificación.

 

Tubo capilar: cilindro delgado hueco ubicado dentro del vástago de vidrio de un termómetro a través del cual el líquido avanza o retrocede con los cambios de temperatura.

 

Tubo de medición: sección vertical de tubería que se extiende desde la plataforma de medición hasta cerca del fondo de los tanques equipados con techos flotantes internos o externos. También se pueden encontrar en buques o barcazas.

 

Turbina: medidor de flujo con un rotor de aspas que gira a una velocidad proporcional a la velocidad media de la corriente y por lo tanto proporcional a la tasa volumétrica del flujo.

 

U

 

UAD: Unidad de Adquisición de datos.

 

Unidad de medida: magnitud particular, definida y adoptada por convención, con la cual se comparan las otras magnitudes de la misma naturaleza para expresar cuantitativamente su relación con esta magnitud.

 

 

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Unidad portátil de medición (PMU): en un buquetanque, dispositivo usado en conjunto con una válvula de control de vapor para obtener el nivel de líquido o temperaturas, en sistemas restringidos o cerrados.

 

Unidad portátil de muestreo (PSU): en un buquetanque, dispositivo usado en conjunto con una válvula de control de vapor para obtener muestras en sistemas restringidos o cerrados.

 

V

 

Valores observados: lecturas de hidrómetros tomadas a temperaturas distintas a la temperatura de referencia especíia Estos valores son solo lecturas de hidrómetros y no de densidad, densidad relativa o gravedad API a esa temperatura.

 

Variable de entrada: para el propósito de medición electrónica de líquidos, una variable de entrada es el valor de un dato asociado con el flujo o con el estado del líquido que está entrando al computador de flujo para usarlo en los cálculos. Esta entrada puede ser una variable medida por un transductor – transmisor o por un valor fijo entrado manualmente. Presión, temperatura y densidad relativa, son ejemplos de variables de entrada.

 

Vástago: es el tubo de vidrio que contiene el tubo capilar del termómetro; también es la parte de un hidrómetro de forma tubular de vidrio o plástico, que queda en parte fuera de la superficie del líquido en una medición de densidad y sobre el cual está impresa o pegada la escala del hidrómetro.

 

VCF (Volume Correction Factor): ver CTPL.

 

Verificación metrológica: es la evaluación objetiva de las características metrológicas de un equipo de medición obtenidas como resultado de su calibración, contra los requisitos metrológicos establecidos para el proceso. La verificación determina que las características metrológicas del equipo satisfacen las establecidas por una especificación. Rasgo característico de la verificación es la emisión de un certificado de verificación, cuyo contenido puede limitarse a la aptitud o no del equipo de medición para el uso específico, como resultado de la evaluación de la conformidad con respecto a las especificaciones metrológicas.

 

Viscosidad cinemática: es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad. Es una medida de la resistencia a fluir de un fluido bajo la acción de la gravedad. Se puede utilizar un instrumento muy simple, como es un viscosímetro de tubo, para medir la viscosidad cinemática de los aceites y otros líquidos viscosos. Con este tipo de instrumento se determina el tiempo que necesita un volumen pequeño de líquido para fluir por un orificio y la medida de la viscosidad cinemática se expresa en términos de segundos. La unidad en el SI es el (m2/s). En el sistema CGS la unidad es el Stokes (S ó St) a veces se expresa en centistokes: 1 stokes = 100 centistokes = 1cm2/s = 0,0001 m2/s

 

Viscosidad dinámica (coeficiente de viscosidad, viscosidad absoluta): es la relación entre la tensión de deslizamiento aplicada y el grado de deslizamiento logrado. Es lo que comúnmente se llama viscosidad del fluido y representa la facilidad de un fluido a fluir cuando se le aplica una fuerza externa, por lo tanto es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. Se expresa en el SI como Pa·s. En el sistema CGS se expresa con la unidad llamada poise (P), como submúltiplo se emplea el centipoise (cP). 1 cP = 1 mPa·s.

 

VIT: Vicepresidencia de Transporte.

 

 

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Volumen bruto: volumen indicado multiplicado por el factor del medidor (MF) para el líquido específico y la tasa de flujo bajo la cual el medidor ha sido probado.

 

Volumen bruto estándar (GSV- Gross Standard Volume): es el volumen total de todos los líquidos del petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (CTL) para la temperatura observada y la gravedad API, densidad relativa o densidad a una temperatura estándar 60 °F o 15 °C, también corregido por el factor de corrección de presión (CPL) y el factor del medidor (MF).

 

Volumen bruto observado (GOV - Gross Observed Volume): es el volumen total de líquidos de petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, a la temperatura y presión observada.

 

Volumen compuesto de crudo: es el volumen indicado sin corregir, también conocido como el volumen de multifase determinado por un sistema de medición cuando se ha llenado la línea.

 

Volumen de agua libre (FWV-Free Water Volume): cantidad de agua libre determinada durante la medición de un tanque.

 

Volumen Indicado (IV-Indicated Volume): cambio en la lectura del medidor que ocurre durante un recibo o entrega.

 

Volumen neto estándar (NSV - Net Standard Volume): es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, excluido el sedimento y agua (S&W) y el agua libre, corregido por el factor de corrección de volumen apropiado (CTL) para la temperatura observada y la gravedad API, densidad relativa o densidad a una temperatura estándar como 60 °F o 15 °C y corregido por el factor de corrección de presión (CPL) y el factor del medidor (MF).

 

Volumen total calculado (TCV - Total Calculated Volume): volumen total de todo el petróleo liquido más agua y sedimento, corregido por el factor de corrección de volumen apropiado (CTL) a la temperatura observada y gravedad API, densidad relativa o densidad a la temperatura estándar de 60 °F o 15 °C y también corregida por el factor de corrección de presión aplicable (CPL) y el factor del medidor (MF), más toda el agua libre medida a la temperatura y presión observadas (volumen bruto estándar más agua libre).

 

Volumen total observado (TOV): volumen total medido del petróleo líquido, sedimento y agua, sólidos y agua libre medidos a la temperatura y presión observadas.

 

VPR: Vicepresidencia de Producción.

 

VRP: Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica.

 

VSM: Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo.

 

X

 

Xileno: disolvente aromático también conocido como Xilol, se utiliza en pruebas de laboratorio.

 

 

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Versión 3

 

Z

 

Zona crítica: en un tanque de techo flotante, es la distancia entre el punto donde el techo descansa totalmente sobre sus soportes y el punto en el que flota libremente sobre el líquido. Esta zona debe estar claramente definida en las tablas de aforo.

 

3.CONDICIONES GENERALES

 

El documento ECP-VSM-R-001 “Reglamento para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos”, establece la estructura documental que regula la gestión de medición de hidrocarburos y combustibles; es por ello que dentro de esta estructura se presenta el Manual de Medición de Hidrocarburos (MMH) el cual señala los elementos básicos, que permiten garantizar la gestión eficiente y eficaz de los sistemas de medición que integran la cadena de suministro de Ecopetrol.

 

3.1.REFERENCIAS NORMATIVAS

 

A continuación se relacionan normas que complementan y servir de referencia para la ejecución de las actividades que contempla el Manual de Medición de Hidrocarburos:

 

American National Standards Institute (ANSI):

 

ANSI B 9319 Método para estratificación de muestras de fluidos de líneas operadas hidráulicamente con fluidos de hidrocarburos.
 
American Society for Testing Materials (ASTM):
   
ASTM D288 Método de prueba y muestreo para productos volátiles.
ASTM D95 Pruebas para determinar agua en crudo y productos de petróleo por el método de destilación.
ASTM D923 Método de muestreo de líquidos para aislamiento eléctrico.
ASTM D1250 Guía estándar para el uso de las Tablas de Medición de Petróleo.
ASTM D1265 Práctica para el muestreo manual de GLP.
ASTM D4057 Muestreo manual de crudo y productos de petróleo.
ASTM D4177 Muestreo automático de crudo y productos del petróleo.
ASTM D4306 Practicas para muestreo de combustible de aviación y analizar el contenido de contaminación.
ASTM D 4377 Determinación de contenido de agua para hidrocarburos por el método de Karl Fischer de Valoración Potencio-métrica.
ASTM D4928 Método para determinación del contenido de agua por el método Karl Fischer de Valoración Voltamétrica (concordante capítulo 10.9 del API MPMS)
ASTM D5190 Método de pruebas estándar para obtener automáticamente la presión de vapor en petróleo.
 
Gas Processors Association (GPA):
   
GPA 2166 Obtención de Muestras de Gas Natural para Análisis de Cromatografía de Gases.
GPA 2172-09 Cálculo del Valor Calorífico Bruto, Densidad Relativa, Compresibilidad y Contenido Teórico de Hidrocarburo Líquido para Mezclas de Gas Natural en Transferencia de Custodia.

 

 

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GPA TP-15 MPMS Capítulo 11, Datos de Propiedades Físicas, Sección 2, Parte 5, Correlaciones Simplificadas de Presión de Vapor para GNL Comercial.
GPA TP-27 Corrección Volumétrica por Temperatura para GLN y GLP Tablas 23E, 24E, 53E, 54E, 59E y 60E

 

American Petroleum Institute (API):

 

API RP 2026 Zona critica en los techos flotantes en tanques de almacenamiento de petróleo.
API RP 2556 Tablas de corrección por incrustaciones.
API STD 650 Construcción de tanques para almacenamiento de hidrocarburos soldado.
API STD 653 Inspección, reparación, y reconstrucción de tanques.
API STD 2551 Medición y calibración de tanques cilíndricos horizontales.
API STD 2552 Medición y calibración de esferas y esferoides.
API STD 2554 Medición y calibración de carro-tanques.
API STD 2555 Calibración liquida de tanquesStandard 2560 Reconciliation of Liquid Pipeline Quantities

 

API MPMS (Manual of Petroleum Measurement Standards):

· Chapter 1 Vocabulary
   
· Chapter 2 Tank Calibration
o Chapter 2.2A Measurement and Calibration of Upright Cylindrical Tanks by the Manual Tank Strapping Method.
o Chapter 2.2B Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical Reference Line Method.
o Chapter 2.2C Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical-Triangulation Method.
o Chapter 2.2D Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Internal Electro Optical Distance Ranging Method.
o Chapter 2.2E Calibration of Horizontal Cylindrical Tanks - Part 1: Manual Methods
o Chapter 2.2F Calibration of Horizontal Cylindrical Tanks - Part 2: Internal Electro-optical Distance ranging Method
o Chapter 2.7 Calibration of Barge Tanks.
o Chapter 2.8A Calibration of Tanks on Ships and Oceangoing Barges.
o Chapter 2.8B Recommended Practice for the Establishment of the Location of the Reference Gauge Point and the Gauge Height of Tanks on Marine Tank Vessels.
   
· Chapter 3 Tank Gauging
o Chapter 3.1A Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products.
o Chapter 3.1B. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging.
o Chapter 3.2 Standard Practice for Gauging Petroleum and Petroleum Products in Tank Cars.
o Chapter 3.3. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging.
o Chapter 3.5. Standard Practice for Level Measurement of Light Hydrocarbon Liquids Onboard Marine Vessels by Automatic Tank Gauging.
o Chapter 3.6. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank Measurement Systems.
     
· Chapter 4 Proving Systems
o Chapter 4.1 Introduction.
o Chapter 4.2 Displacement Provers.

 

 

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o Chapter 4.4 Tank Provers.
o Chapter 4.5 Master-Meter Provers.
o Chapter 4.6 Pulse Interpolation.
o Chapter 4.7 Field Standard Test Measures.
o Chapter 4.8 Operation of Proving Systems.
o Chapter 4.9.1 Introduction to the Determination of the Volume of Displacement and Tank Provers
o Chapter 4.9.2 Determination of the Volume of Displacement and Volumetric Tank Provers by the Water-Draw Method of Calibration
o Chapter 4.9.3 Determination of the Volume of Displacement Provers by the Master Meter Method of Calibration.
     
· Chapter 5 Metering
o Chapter 5.1 General Considerations for Measurement by Meters.
o Chapter 5.2 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters.
o Chapter 5.3 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters.
o Chapter 5.4 Accessory Equipment for Liquid meters.
o Chapter 5.5 Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data Transmission Systems.
o Chapter 5.6 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters.
o Chapter 5.8 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology.
     
· Chapter 6 Metering Assemblies
o Chapter 6.1 Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems.
o Chapter 6.2 Loading Rack Metering Systems.
o Chapter 6.4 Metering Systems for Aviation Fueling Facilities.
o Chapter 6.5 Metering Systems for Loading and Unloading Marine Bulk Carriers.
o Chapter 6.6 Pipeline Metering Systems.
o Chapter 6.7 Metering Viscous Hydrocarbons.
· Chapter 7 Temperature Determination
   
· Chapter 8 Sampling
o Chapter 8.1 Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products.
o Chapter 8.2 Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum and Petroleum Products.
o Chapter 8.3 Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products.
o Chapter 8.4 Standard Practice for Manual Sampling and Handling of Fuels for Volatility Measurement.
     
· Chapter 9 Density determination
o Chapter 9.1 Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products.
o Chapter 9.2 Standard Test Method for Density, or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer.
o Chapter 9.3 Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Thermohydrometer Method.
     
· Chapter 10 Sediment and Water

 

 

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o Chapter 10.1 Standard Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method.
o Chapter 10.2 Determination of Water in Crude Oil by Distillation
o Chapter 10.3 Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure).
o Chapter 10.5 Standard Test Method for Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by Distillation
o Chapter 10.6 Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)
o Chapter 10.7 Standard Test Method for Water in Crude Oils by Potentiometric Karl Fischer Titration
o Chapter 10.8 Standard Test Method for Sediment in Crude Oil by Membrane Filtration
     
· Chapter 11 Physical Properties Data
o Chapter 11.1 Temperature and Pressure Volume Correction Factors for Generalized Crude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils.
o Chapter 11.2.1 Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90°API Gravity Range.
o Chapter 11.2.2 Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0,350-0,637 Relative Density (60°F/60 °F) and - 50 °F to 140 °F Metering Temperature.
o Chapter 11.2.2M Compressibility Factors for Hydrocarbons: 350 - 637 Kilograms per Cubic Meter Density (15 °C) and –46 °C to 60 °C Metering Temperature
o Chapter 11.2.4 Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, 60E
o Chapter 11.3.2.1 Ethylene Density
o Chapter 11.3.3.2 Propylene Compressibility
o Chapter 11.4.1 Properties of Reference Materials. Part 1 - Density of Water and Water Volume Correction Factors for Calibration of Volumetric Provers.
o Chapter 11.5 Density/weight/volume intraconversion
o Chapter 11.5.1 Conversions of API Gravity at 60 °F
o Chapter 11.5.2 Conversions for Relative Density (60/60 °F)
o Chapter 11.5.3 Conversions for Absolute Density at 15 °C
     
· Chapter 12 Calculation of Petroleum Quantities.
o Chapter 12.1.1 Calculation of Static Petroleum Quantities Part 1 - Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels.
o Chapter 12.1.2 Calculation of Static Petroleum Quantities Part 2 - Calculation Procedures for Tank Cars.
o Chapter 12.2.1 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volume Correction Factors Part 1 - Introduction.
o Chapter 12.2.2 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 2 - Measurement Tickets.
o Chapter 12.2.3 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 3 - Proving Reports
o Chapter 12.2.4 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 4 - Calculation of Base Prover Volumes by Waterdraw Method.
o Chapter 12.2.5 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 5 - Base Prover Volume Using Master Meter Method.

 

 

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o Chapter 12.3 Calculation of Volumetric Shrinkage from Blending Light Hydrocarbons with Crude Oil.
     
· Chapter 13 Statistical Aspects of Measuring and Sampling
o Chapter 13.1 Statistical Concepts and Procedures in Measurement.
o Chapter 13.2 Statistical Methods of Evaluating Meter Proving Data.
     
· Chapter 14 Natural Gas Fluids Measurement
o Chapter 14.1 Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer
o Chapter 14.2 Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases (AGA Report No. 8) (GPA 8185-90)
o Chapter 14.3.1 Concentric, Square-edged Orifice Meters. Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines.
o Chapter 14.3.2 Concentric, Square-Edged Orifice Meters. Part 2 - Specification and Installation Requirements.
o Chapter 14.3.3 Concentric, Square-Edged Orifice Meters. Part 3 - Natural Gas Applications.
o Chapter 14.4 Converting Mass of Natural Gas Liquids and Vapors to Equivalent Liquid Volumes (GPA-8173-91).
o Chapter 14.5 Calculation of Gross Heating Value, Specific Gravity, and Compressibility of Natural Gas Mixtures from Compositional Analysis.
o Chapter 14.6 Continuous Density Measurement.
o Chapter 14.7 Mass Measurement of Natural Gas Liquids (GPA 8182-95)
o Chapter 14.8 Liquefied Petroleum Gas Measurements.
o Chapter 14.9 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter (AGA Report No. 11, 2003)
o Chapter 14.10 Measurement of Flow to Flares
     
· Chapter 15 Guidelines for Use of the International System of Units (SI) in the Petroleum and Allied Industries
     
· Chapter 16 Measurement of Hydrocarbon Fluids by Weight or Mass.
o Chapter 16.2 Mass Measurement of Liquid Hydrocarbons in Vertical Cylindrical Storage Tanks By Hydrostatic Tank Gauging.
     
· Chapter 17 Marine Measurement.
o Chapter 17.1 Guidelines for Marine Cargo Inspection.
o Chapter 17.2 Measurement of Cargoes On Board Tank Vessels.
o Chapter 17.3 Guidelines for Identification of the Source of Free Waters Associated With Marine Petroleum Cargo Movements.
o Chapter 17.4 Method for Quantification of Small Volumes on Marine Vessels (OBQ/ROB).
o Chapter 17.5 Guidelines for Cargo Analysis and Reconciliation.
o Chapter 17.6 Guidelines for Determining the Fullness of Pipelines Between Vessels and Shore Tanks.
o Chapter 17.7 Recommended Practices for Developing Barge Control Factors (Volume Ratio).
o Chapter 17.8 Guidelines for Pre-Loading Inspection of Marine Vessel Cargo Tanks.
o Chapter 17.9 Vessel Experience Factor (VEF).
o Chapter 17.10.2 Measurement of Refrigerated and/or Pressurized Cargo on Board Marine Gas Carriers.
o Chapter 17.12 Procedure for Bulk Liquid Chemical Cargo Inspection by Cargo Inspectors.

 

 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES

CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

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· Chapter 18.1 Measurement Procedures for Crude Oil Gathered From Small Tanks by Truck.  
       
· Chapter 19 Evaporation Loss Measurement.  
o Chapter 19.1 Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks.  
o Chapter 19.1A Evaporation Loss From Low-pressure Tanks  
o Chapter 19.2 Evaporative Loss from Floating-roof Tanks.  
       
· Chapter 20 Allocation Measurement of Oil and Gas  
o Chapter 20.1 Allocation Measurement  
       
· Chapter 21 Flow Measurement Using Electronic Metering Systems.  
o Chapter 21.1 Electronic Gas Measurement.  
o Chapter 21.2 Flow Measurement-Electronic Liquid Measurement  
       
· Chapter 22.1 Testing Protocols-General Guidelines for Developing Testing Protocols for Devices Used in the Measurement of Hydrocarbon Fluids  

 

4.DESARROLLO

 

En el Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles, se presentan lineamientos y sugerencias que contribuyen a lograr un mejor funcionamiento de los sistemas de medición de cantidad y calidad en campos de producción, refinerías, estaciones, poliductos, oleoductos y terminales terrestres, marítimos y fluviales, que manejen hidrocarburos (crudo, refinados, GLP y Gas Natural) y biocombustibles.

 

El Manual está incluido en el Sistema de Gestión de la Calidad, aprobado, modificado y validado por el Comité Táctico de Medición y Contabilización cuando este se reúna. El Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles consta de 25 capítulos (ver Anexo 2), los cuales llevan una coherencia con los 22 capítulos del API MPMS (Manual of Petroleum Measurement Standards).

 

El MMH se podrá revisar y aprobar de la siguiente forma:

  
·Directamente según acta del Comité Táctico de Medición y Contabilización (CTMC) en el caso de ser un cambio sustancial y de fondo dentro de los aspectos que conciernen a la Medición de Hidrocarburos para Transferencia de Custodia; dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copia magnética.
  
·Directamente por todos los Responsables de Medición: CTMC (Líderes de Medición por negocio, Jefe Departamento de Medición y Contabilización PMC); Gerente de Planeación y Suministro (GPS-VSM); Asesor Jurídico y Vicepresidente de Suministro y Mercadeo (VSM); si es validación o emisión de un nuevo capítulo del MMH; dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copia magnética.

 

4.1.ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

 

Este documento unifica los criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización de los procesos de ingeniería para la medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos y establece las bases para identificar las alternativas que se deben analizar en el proceso de maduración de los proyectos de medición de hidrocarburos y biocombustibles.

 

 

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CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

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Describe los requerimientos de diseño, selección de equipos, instalación y pruebas funcionales de sistemas de medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos (refinados, GLP, crudos), a ser instalados en plantas o ductos, donde se realice su transferencia de custodia entre las diferentes áreas operativas de ECOPETROL S.A., o entre ésta y un tercero.

 

4.2.ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE GAS NATURAL

 

Este documento unifica los criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización de los procesos de ingeniería para la construcción de facilidades de medición de cantidad y calidad de gas natural para Transferencia de Custodia y establece las bases para identificar las alternativas que se deben analizar en el proceso de maduración de los proyectos.

 

4.3.ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA SISTEMAS HIBRIDOS DE MEDICION EN TANQUES

 

Este documento unifica los criterios que deben ser aplicados a los procesos de ingeniería para el mejoramiento y estandarización del diseño, montaje y puesta en servicio de facilidades de Sistemas Híbridos de Medición de Tanques (SHMT) que contengan hidrocarburos líquidos o biocombustibles y establece las bases para identificar las alternativas que se deben analizar en el proceso de maduración de los proyectos.

 

4.4.GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVAS

 

Será de acuerdo a lo consignado en la última versión aprobada del documento ECP-VSM-R-001 “Reglamento para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos”:

 

·Propender porque todas las operaciones de producción, transferencia de custodia y determinación de inventarios de productos de la cadena de suministro a su cargo, se midan en su cantidad y en su calidad de acuerdo con las prácticas corporativas que se reflejan en este Reglamento, los manuales, estándares y procedimientos de medición y contabilización oficiales, del SGC de la Empresa.
  
·Aprobar, presupuestar y ejecutar los planes de mejoramiento a los sistemas de medición para el cierre de los hallazgos y no conformidades resultantes de las inspecciones y auditorias a los sistemas de medición realizadas por el Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos.
  
·Reportar al PMC mínimo semestralmente los indicadores IGSM y anualmente los indicadores IISM en todos los sistemas de medición de transferencia de custodia que se encuentran a su cargo. Atender diligentemente y con personal idóneo las inspecciones y auditorias a los sistemas de medición.
  
·Aprobar, ejecutar y controlar los planes de mejoramiento de los sistemas de medición para asegurar el cierre de los hallazgos y no conformidades generados por las inspecciones y auditorias, de acuerdo al Capítulo 23 del MMH y en forma armónica con el Sistema Corporativo de Gestión Integral.

 

4.5.CONTROL Y SEGUIMIENTO DE EQUIPOS DE MEDICIÓN

 

Todo equipo y/o instrumento que sea requerido dentro de los sistemas de medición de cantidad y calidad de la cadena de suministros de ECOPETROL S.A., debe satisfacer los requerimientos metrológicos y/o especificaciones establecidas previamente en su diseño e ingeniería, concordante con el presente Manual de Medición de Hidrocarburos y el Estándar de ingeniería para la medición dinámica de cantidad y calidad de Hidrocarburos.

 

 

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Los equipos, instrumentos, accesorios y válvulas que forman parte de los sistemas de medición de cantidad y calidad para fiscalización y transferencia de custodia, deben parametrizarse y listarse en el Sistema de Administración del Mantenimiento “Ellipse” establecido en la Empresa para tal fin, agrupándolos por unidades productivas y programando el mantenimiento preventivo más adecuado dependiendo de la criticidad del componente y de los estándares de rutinas de mantenimiento.

 

Equipos de Laboratorio: el control metrológico del laboratorio se establecerá con base en la recomendación del fabricante de cada equipo o en la recomendación que establece cada uno de los métodos de ensayo estándar Internacionales, implementados en el Laboratorio.

 

Medidores de flujo tipo platina de orificio: en líneas que tienen proceso constante, programar inspecciones cada tres meses, extendiendo o acortando este período de acuerdo con los resultados obtenidos en cada inspección. En otros procesos que requieran línea fuera de servicio, programar periodos de seis meses o superiores. Las líneas de medición de productos con sólidos en suspensión, a alta presión y velocidad como el caso de algunas líneas de gas, requieren inicialmente periodos cortos de inspección para definir luego los periodos apropiados, al perderse la calibración de fábrica. En todo caso deberá existir un plan metrológico para el equipo en el cual se establezcan los períodos de confirmación metrológica.

 

Medidores para gas natural: en estos equipos y su instrumentación asociada, se realizará una primera calibración en un laboratorio reconocido antes de su instalación. Las verificaciones del desempeño metrológico, la exactitud y el estado interno de los sistemas de medición se realizará periódicamente, iniciando con los siguientes intervalos:

 

·Medidores (elemento primario): inspección anual
·Demás instrumentos y computador de flujo: verificación mensual

 

Después del primer año, será posible extender los periodos establecidos inicialmente para las verificaciones hasta un máximo de tres años para los medidores y tres meses para los demás instrumentos y computador de flujo, siempre y cuando los resultados de la inspección y los datos históricos respalden la acción. De la misma forma, posteriormente los periodos se podrán reducir si el desempeño de los elementos lo hace necesario.

 

Esto aplica para los medidores de transferencia de custodia de gas: ultrasónicos, másicos, turbina y Desplazamiento Positivo. En el anexo 1, Tabla 1. Rutinas De Mantenimiento Preventivo Base, se muestran las rutinas para verificación de equipos e instrumentos.

 

4.6.ANEXOS

 

No.   TITULO
1   Tabla de Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base
2   Contenido Manual de Medición de Hidrocarburos
3   Formato Listado de Equipos

 

 

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Item TIPO DE EQUIPO PERÍODOS (Ver nota 1) REFERENCIA
VERIFICACIÓN / AJUSTE MANTENIMIENTO CALIBRACIÓN MMH NORMA INTERNACIONAL
1 PROBADORES Patrones volumétricos tipo tanque (seraphines) Usados en calibración de probadores volumetricos Inspección antes de ser utilizado (Ver nota 5) Antes y después de ser utilizado 5 años dependiendo de su estado, según API MPMS 4,7_ 2009. Mar 07 de 2012 (Ver nota 3) Capítulo 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 7.5.3
2 Probador tipo tanque Inspección antes de ser utilizado (Ver nota 5) Antes y después de ser utilizado 5 años o menos dependiendo de su estado
(Ver nota 3)
Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 8.2.11
3 Probador Master Meter No Aplica Según análisis de resultados contra la Carta de Control 3 meses para cada producto y a condiciones similares de operacionales del medidor que se va a calibrar
(Ver nota 2)
Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 8.2.11
4 Probadores Compactos (Probadores Unidireccionales de pistón)
Probadores de Pequeño Volumen (SVP)
No Aplica Semestral 3 años o menos dependiendo de su estado
(Ver nota 3)
Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 8.2.11
5 Unidireccional de Esfera Bidireccional de Esfera o de Pistón. No Aplica Semestral 5 años o menos dependiendo de su estado
(Ver nota 3)
Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 8.2.11
6 MEDIDORES PARA LÍQUIDOS Medidores con probador dedicado Diaria a semanal dependiendo de la criticidad del sistema. Para exportación por cada embarque Según análisis de resultados contra la Carta de Control Mensual por producto o según Contrato o Acuerdo entre las partes Capítulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 2
7 Medidores con probador portátil Diaria del Meter Factor mientras esté conectado el probador Según análisis de resultados contra la Carta de Control Semestral por producto o según Contrato o Acuerdo entre las partes Capítulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 2
8 NATURAL  GAS  MEDIDORES Medidores con Master Meter Mensual a la Instrumentación asociada y Comp. Flujo: Temp, Pres (Estática y Diferen.) y Calidad (Composició, Humedad, Azufre) y Autodiagnóstico (si aplica) Por discrepancias contra los balances diarios y por mal funcionamiento Anual o menos dependiendo de su estado
(Ver nota 3)
 

API MPMS CAPITULO 21. 2.

API MPMS CAPITULO 21. 1.

9 Medidores sin Master Meter Por discrepancias contra los balances diarios y por mal funcionamiento 5 años o menos dependiendo de su estado
(Ver nota 3)
 

API MPMS CAPITULO 21. 2.

API MPMS CAPITULO 21. 1.

 

 

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10 INSTRUMENTOS DE CAMPO, VÁLVULAS Y MISCELANEOS Lazo de Presión (Transmisor, equipo terciario, etc) En línea Líquidos : Trimestral. Lazo completo (3 pasos según procedimiento) Líquidos: Bianual
Gas Natural: Mensual
No Aplica En caso de falla remplazar el Equipo Según recomendación fabricante o en su defecto cada 2 años.
(Ver nota 3).
   
11 Lazo de Temperatura) (RTD, Transmisor, equipo terciario, etc) En línea Líquidos : Trimestral. Lazo completo (3 pasos según procedimiento) Líquidos: Bianual
Gas Natural: Mensual
No Aplica En caso de falla remplazar el Equipo Según recomendación fabricante o en su defecto cada 2 años.
(Ver nota 3).
   
12 Densitómetros Semestral Frecuencias Densitómetro 1.- lleno Agua 2.- lleno Aire Semestral Limpieza interna 2 a 5 años Si no pasa la verificación se debe calibrar (Ver nota 3) Capítulo 6 API MPMS Capitulo 6
13 Válvulas de doble bloqueo y purga Trimestral Anual y cuando tenga pase No Aplica Capítulo 6 API MPMS Capitulo 6
14 Actuadores para Válvulas Anual Ajuste a los límites de Carrera Cada 2 años No Aplica Capítulo 6 API MPMS Capitulo 6
15 Válvulas de expansión térmica Semestral Cuando falle Anual Capítulo 6 API MPMS Capitulo 6
16 Válvulas de seguridad Semestral Cuando falle Semestral Capítulo 6 API MPMS Capitulo 6

 

 

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17 INSTRUMENTOS DE CAMPO, VÁLVULAS Y MISCELANEOS Lazos de control PID (Computador de Flujo, Sistema de Control, PLC, DCS, etc.) Semestral Cuando falle Semestral Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21
18 Computadores de flujo (Configuración, Archivos de Alarma y Eventos) Anual Cuando falle (Entradas / Salidas Análogas)
(Ver nota 3)
Capítulo 21 Anual API MPMS Capitulo 21
19 Sincronización de Relojes (Computadores de Flujo, Sistemas de Control, Equipos)
(Ver nota 4)
Mensual No Aplica No Aplica Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21
20 Báscula Camionera Trimestral Trimestral Anual
(Ver nota 3)
- -
21 Sistemas Híbridos de Medición de Tanques (SHMT)
(Tanques Atmosféricos)
(Nivel, Temperatura y Densidad)
Mensual Nivel  - Manual con Cinta
Temp  -  Manual con Termómetro
Anual o cuando falle
(Ver nota 3)
Anual
(Ver nota 3)
Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3.2
22 Sistemas Híbridos de Medición de Tanques (SHMT) (Tanques Presurizados) (Nivel, Temperatura y Densidad) Semestral Nivel  -  Manual con Cinta
Temp  -  Manual con Termómetro
Anual o cuando falle
(Ver nota 3)
Anual
(Ver nota 3)
   
23 Tanques de Almacenamiento (Tablas de Aforo) 5 años (Ver nota 3) Cuando se requiera (Por cambio de producto, Falla estructural, etc.) 15 años
(Ver nota 3)
Capitulo 2 API MPMS Capitulo 2.2A, Apéndice A
24 Cintas de medición Inspección  -  diaria o antes de sus uso Verificación  - Annual No Aplica No Aplica Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3.1A, numeral 3.1A.8
25 Termómetros Electrónicos (PET) Trimestral No Aplica Anual
(Ver nota 3)
Capitulo 7 API MPMS Capitulo 7 numeral 8.2
26 Termómetros de vidrio Termómetros Bimetálicos Hidrómetros Termohidrómetros Trimestral No Aplica No Aplica Capitulo 7 API MPMS Capitulo 7 numeral 8.3.1.
27 Manómetros (Bourdon) Semestral Cuando falle Anual
(Ver nota 3)
   
28 Tomamuestras Automático Semestral Semestral y número de operaciones de Extracción No Aplica Capitulo 8 API MPMS Capitulo 8 Sección 2
29 Analizadores de Calidad (SW, Azufre, Cromatógrafo, Humedad, etc.) Semestral o cuando falle (Ver nota 3) Anual
(Ver nota 3)
Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21

 

 

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30 EQUIPOS
DE
REFERENCIA
Multímetros Calibradores de campo N.A. Semestral No Aplica 2 años
(Ver nota 3)
- -
31 Patrones de MEDICIÓN generación de Temperatura
(Baño seco controlado)
N.A. Semestral Semestral o cuando falle 2 años
(Ver nota 3)
- -
32 Patrones de generación de presión
(peso muerto)
Semestral Semestral o cuando falle 5 años
(Ver nota 3)
-  
33 Manómetros
(Bourdon, digitales)
Anual Cuando falle 2 años
(Ver nota 3)
   
34 Termómetros
(Vidrio, Digitales)
Anual Cuando falle 2 años
(Ver nota 3)
   
35 EQUIPOS
DE
LABORATORIO
Analizadores de Calidad de Laboratorio:
Karl Fischer, balanza analítica, salinómetro, termohigrómetro, mufla, Trampas de destilación, Cromatógrafo y demás equipos de laboratorio
El control metrológico del laboratorio se establecerá con base en la recomendación del fabricante de cada equipo o en la recomendación que establece cada uno de los métodos de ensayo estándar Internacionales, implementados en el Laboratorio. Capitulo 1 -

 

 Notas:

1

De forma general: 

1.- Todo equipo o instrumento debe venir calibrado de fábrica con su correspondienmte certificado de calibración  

2.- El período entre Verificaciones/Ajuste, podrá modificarse (ampliarse o disminuirse) de acuerdo a los registros históricos, a las recomendaciones del fabricante o a los análisis estadísticos, siempre y cuando se encuentren debidamente documentados y justificados, no deberá ser superior a 2 años.

 

2 La calibración podrá ser realizada directamente por Ecopetrol o por un Ente externo certificado para hacerla.
3

La calibración se deberá realizar por un Ente o Laboratorio certificado para hacerla.  

No se recomienda que Ecopetrol realice directamente estas calibraciones.

 

4 Debe hacerse por señal de sincronismo donde haya conexión a Scada, Satelite o señal Web
5 Inspección: Examen cuidadoso que se hace de un lugar o de una cosa con el objeto de determinar el estado en que se encuentra física y mecánicamente y reportarlo.

 

 

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ANEXO 2. CONTENIDO MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES

 

Capítulo 1. Condiciones generales y vocabulario. Da las pautas generales que permiten el desarrollo y ejecución de tareas de gestión en los Sistemas de medición, las rutinas de mantenimiento preventivo base para la verificación y calibración de equipos e instrumentos, además de tener todo el vocabulario que se usará en el Manual de Medición de Hidrocarburos.

 

Capítulo 2. Calibración de tanques. Da los parámetros genéricos de verificación y calibración en tanques de almacenamiento de hidrocarburos para transferencia de custodia, cubriendo desde la identificación de la necesidad de verificación o calibración hasta el recibo de la tabla de aforo por parte de la dependencia operadora del tanque.

 

Capítulo 3. Medición estática. Da los criterios para la medición manual de volumen de producto líquido y de agua libre contenido en tanques de almacenamiento atmosféricos y presurizados. Cubre desde la determinación de la altura del líquido hasta el cálculo del volumen bruto contenido en el tanque, además suministra información de medición con telemetría. El Capítulo 3 Sección 1 establece los métodos para la determinación del volumen neto a condiciones estándar de hidrocarburos cargados, transportados en carro-tanques y descargados en estaciones de producción y terminales de oleoductos, así como la medición con báscula.

 

Capítulo 4. Sistemas probadores. Establece los criterios y características que deben poseer de los probadores que intervienen en el sistema de medición dinámica para transferencia de custodia. Aplica a las áreas operativas y que manejan medición dinámica para transferencia de custodia y fiscalización, de crudos y refinados.

 

Capítulo 5. Medición dinámica. Establece parámetros y criterios para el uso de medidores dinámicos para transferencia de Custodia de Hidrocarburos y sus accesorios.

 

Capítulo 6. Sistemas de medición dinámicos en oleoductos y poliductos. Este capítulo provee guías genéricas para seleccionar el tipo y tamaño del medidor, para ser usado en mediciones para oleoductos en operación. Los tipos de accesorios e instrumentos que deben ser usados para estas especificaciones, y las relativas ventajas y desventajas del método de probadores para el medidor. Cubre los requerimientos de estaciones de medición para oleoductos y unidades LACT.

 

Capítulo 7. Determinación de temperatura. Establece las actividades para determinar la temperatura en tanques de almacenamiento de producto.

 

Capítulo 8. Muestreo y sus condiciones. Establece los métodos y equipos a utilizar para realizar el muestreo automático y/o manual para obtener muestras representativas de petróleo y/o productos derivados. Comprende desde la toma de la muestra hasta la identificación, conservación y envío de las muestras obtenidas

 

Capítulo 9. Medición y aplicaciones de la densidad. Establece lineamientos y parámetros que se deben tener en cuenta para determinar la densidad relativa o gravedad API en crudos y derivados líquidos de petróleo.

 

Capítulo 10. Determinación de agua y sedimento. Establece lineamientos y criterios para realizar las pruebas de contenido de agua y sedimento que se halla presente en el crudo cuando se recibe o entrega por transferencia de custodia. Comprende la determinación del contenido de agua por titulación, centrífuga y destilación. Además el contenido de sedimento por extracción.

 

 

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Capítulo 11. Factores de corrección. Señala las tablas apropiadas para determinar los factores de corrección por efecto de temperatura, presión y densidad. Especifica el uso de las tablas para determinar los factores de corrección que intervienen en la liquidación volumétrica.

 

Capítulo 12. Cálculo de cantidades de petróleo. Define las fórmulas para realizar correcciones por volumen, material de construcción del medidor o del probador, la temperatura, la presión. Cubre las formulas estándar para la determinación de los factores de corrección volumétrica.

 

Capítulo 13. Control Estadístico de medición. Da procedimientos estadísticos que permiten evaluar, verificar y controlar el funcionamiento y la variación de los factores de calibración de los medidores de flujo a fin de que las incertidumbres aleatorias sean comprendidas y consistentes con los objetivos de los sistemas de medición de hidrocarburos. Comprende evaluación y control de tendencia en los factores del medidor utilizando cartas de control y análisis de incertidumbres aleatorias asociadas con los datos de prueba del medidor.

 

Capítulo 14. Medición de Gas Natural. Da guías para la selección, instalación, funcionamiento y control metrológico de los sistemas de medición utilizados para Gas Natural.

 

Capítulo 16. Medición de hidrocarburos por masa. Establece los parámetros a utilizar en la instalación de Sistemas Hidrostáticos de Medición de Tanques (HTG), utilizando la medición directa de la masa contenida en tanques de almacenamiento de hidrocarburos.

 

Capítulo 17. Medición marina y fluvial. Da los parámetros a tener en cuenta en buques, botes o remolques y de tierra para determinar las cantidades de carga a bordo.

 

Capítulo 19. Pérdidas por evaporación en tanques de almacenamiento. Da las variables, mecanismos y fuentes relevantes que permiten determinar las perdidas por evaporación, en tanques de almacenamiento y operaciones de transferencia.

 

Capítulo 20. Medición en Campos de Producción. Determina guías para llevar a cabo medición por asignación. Provee las pautas de diseño y funcionamiento para los sistemas de medición por asignación de líquidos. Se Incluyen las recomendaciones para medición, medida estática, toma muestras, probador, calibrador y procedimientos de cálculo.

 

Capítulo 21. Sistemas de medición electrónica. Da los parámetros y criterios que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición electrónica.

 

Capítulo 23. Inspección de los Sistemas de Medición y cálculo del IGSM. Establece las actividades necesarias para la planificación, programación, coordinación, ejecución y seguimiento a las inspecciones del Índice de Gestión de los Sistemas de Medición (IGSM). Al igual que las acciones necesarias para el seguimiento y control de los hallazgos detectados y los planes de acción pertinentes a los que se les hará seguimiento hasta su cierre.

 

Capítulo 25. Guía para la estimación de la Incertidumbre en los Sistemas de Medición. Establece los parámetros básicos para la estimación de la incertidumbre estática y dinámica en los puntos de Transferencia de Custodia.

 

 

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Versión 3

 

NOTA. Capitulos 15, 18, 22, 24 reservados.

 

 

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Plantilla 01051/45
 

 

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES

CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

ECP-VSM-M-001

Elaborado

13/03/2012

Versión 3

  

        INVENTARIO DE INSTRUMENTOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS  
              ECP-VSM-001-XXXXXX        
                           
NO TAG CODIGO MIMS DISTRITO EQUIPO PERSONA RESPONSABLE CLASE O REFERENCIA FABRICANTE DESCRIPCIÓN PERIODO DE
CALIBRACIÓN
PERIODO DE MANTENIMIENTO RANGO DE
MEDICIÓN
LECTURA MÍNIMA TOLERA
NCIA
OBSERVACIÓN
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
                           
REVISÓ: APROBÓ:
FECHA: PERSONA RESPONSABLE LISTADO:

_________________________________________________________ 

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES

CAPÍTULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO

GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN

ECP-VSM-M-001

Elaborado

13/03/2012

Versión 3

 

5. CONTINGENCIAS

No aplica

 

RELACIÓN DE VERSIONES

 

VERSIÓN FECHA CAMBIOS
1 11/11/2007 Revisión del documento
2 01/04/2010 Revisión del documento
3 13/03/2012 Se actualiza Glosario y referencias a lineamientos corporativos.

 

Para mayor información sobre este documento dirigirse a quien lo elaboró, en nombre de la dependencia responsable:

 

Elaboró: Mario Alberto Granada Cañas, Penélope Galeno Sáez
Teléfono: 50057, 42080

Buzón: Mario.Granada@ecopetrol.com.co; Penelope.Galeno@gecopetrol.com.co

Dependencia: Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo.

 

REVISÓ APROBÓ
   
/s/ MARIO A. GRANADA CAÑAS  
MARIO A. GRANADA CAÑAS  
Jefe del Departamento de Medición y Contabilización  
de Hidrocarburos PMC-GPS-VSM (e)  
  /s/ BERNARDO CASTRO CASTRO
En representación de los Líderes de Medición de VSM, VIT, VPR, GRB, GRC e ICP quienes participaron en su elaboración.

BERNARDO CASTRO CASTRO

Gerente Planeación y Suministro GPS-VSM

   
Aprobado según acta del quinto Comité Táctico de Medición y Contabilización realizado los días 30 de noviembre y 1o  de diciembre de 2009  

 

 

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Gerencia de Planeación y Suministro
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CAPITULO 2
CALIBRACION DE TANQUES
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MANUAL DE MEDICIÓN DE

HIDROCARBUROS

 

 

CAPÍTULO 2

CALIBRACIÓN DE TANQUES

 

 
 

 

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RELACIÓN DE VERSIONES

 

VERSIÓN   DESCRIPCIÓN   FECHA
         
00   EMISIÓN DEL DOCUMENTO   MAYO 3 DE 2005
         
01   REVISIÓN DEL DOCUMENTO   JUNIO 24  DE 2008
         
DEPENDENCIA   REVISÓ   APROBÓ
RESPONSABLE        
         
Este documento se validó en el Comité        
Táctico de Medición  integrado por los        
líderes de medición de las áreas de        
negocio:        
    RODRIGO SATIZABAL RAMÍREZ    
         
    Jefe Del Departamento de Medición y Contabilidad. De    
SARA ISABEL PARRA   Hidrocarburos , GPS-VSM    
Líder de Medición GRB – VRP        
         
NICOLÁS VALLE YI       CAMILO MARULANDA
Líder de Medición       Vicepresidente de Suministro y
VIT       Mercadeo - VSM
         
    PABLO MOTTA CANDELA    
JUAN MANUEL NOCUA   Gerente de Planeación y Suministro GPS– VSM    
Líder de Medición        
VPR        
         
CARLOS GUSTAVO ARÉVALO        
Líder de Medición RCSA        
         
CARLOS REINEL SANABRIA   SERGIO HERRERA ESTEVEZ    
Líder de Medición GPS-VSM   Asesor Jurídico VSM    
         
JAIRO H. GUZMÁN MEJÍA        
I.C.P.        

 

 
 

 

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TABLA DE CONTENIDO

 

    Pág.
     
1. OBJETO 4
     
2. ALCANCE 4
     
3. GLOSARIO 4
     
4. DOCUMENTOS DEROGADOS. 4
     
5. CONDICIONES GENERALES 4
     
  5.1.1 Normas aplicables para calibración de tanques cilíndricos verticales 6
  5.1.2 Normas aplicables para otros tipos de tanques 7
  5.1.3 Tabla de aforo 7
     
6. DESARROLLO 8
     
  6.1     DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN 8
  6.1.1 Método de “strapping” (MTSM) 8
  6.1.2 Método de calibración líquida (API Standard 2555) 10
  6.1.3 Método de la Línea Óptica de Referencia (ORLM) 12
  6.1.4 Elaboración de la Tabla de Aforo 15
     
7. REGISTROS 17
     
8. CONTINGENCIAS 17
     
9. BIBLIOGRAFIA. 17
     
10. ANEXO 17

 

 
 

 

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1.OBJETO

 

Establecer los criterios de verificación y calibración de tanques de almacenamiento de Hidrocarburos Líquidos, Gaseosos y Biocombustibles para el aseguramiento Metrológico en Transferencia de custodia y control de inventarios con el fin de garantizar la confiabilidad de la información volumétrica.

 

2.ALCANCE

 

Aplica a las áreas operativas y técnicas que participan en los procesos de calibración de tanques de almacenamiento para transferencia de custodia y fiscalización de petróleo, sus derivados y biocombustibles, cubriendo desde la identificación de la necesidad de verificación o calibración hasta el recibo de la tabla de aforo por parte de la dependencia operadora del tanque.

 

3.GLOSARIO

 

Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos “Condiciones Generales y Vocabulario” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual de Medición de Hidrocarburos (MMH).

 

4.DOCUMENTOS DEROGADOS.

 

Deroga el Capítulo 2 del MUM, “Calibración de Tanques” ECP-VSM-M-001-02, versión 0 del 3 de mayo de 2005.

 

5.CONDICIONES GENERALES

 

üLas labores de verificación y calibración de tanques se deben realizar con personal experimentado, respaldado por una firma con Sistema de Gestión de Calidad certificada para tal labor y teniendo en cuenta la siguiente frecuencia:

 

ØVerificación de la calibración una vez cada cinco (5) años para tanques en transferencia de custodia. Para los demás, esta verificación puede hacerse entre 5 y 10 años. En caso que alguno de los parámetros (diámetro, espesor de lámina y verticalidad) excedan los criterios preestablecidos de variación en volumen debe considerarse una recalibración. (API MPMS Capítulo 2.2A, Apéndice A.6.1 y 6.2).

 

ØRe-calibración (desarrollar una nueva tabla de capacidad) cada 15 años para tanques en servicios de transferencia en custodia. Para los demás esta recalibración se podrá hacer entre 15 y 20 años.(API MPMS Capitulo 2.2A Apéndice A.6.3)

 

 
 

 

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ØEn casos excepcionales cuando su integridad mecánica se ve afectada por reparaciones o cambios estructurales ya sea por cambio en la inclinación, en el diámetro, en la altura de referencia o en el espesor de la lámina (Ver tablas A1, A2, A3 y A4 del Apéndice A de la Norma API MPMS Capítulo 2.2A), se debe recalibrar inmediatamente (API MPMS Capitulo 2.2A Apéndice A.7).

 

ØRecálculo de la tabla de aforo: Es el proceso de desarrollo de una tabla de aforo revisada, basada en diámetros del tanque previamente establecidos. Cuando en un tanque cambie su altura de referencia, la temperatura de operación ó la densidad del producto almacenado varié en más de 2,5 ºAPI respecto de la cual fue calibrado el tanque, debe elaborarse una nueva tabla de aforo basada en las mediciones geométricas previas existentes, la cual debe estar a condiciones estándar y tener referenciado el rango de temperatura en que va a operar (Ver Apéndice A8 de la Norma API MPMS Capítulo 2.2A)

 

üEl trabajo de aforo deberá ser ejecutado de acuerdo a la versión más reciente de la Norma aplicable.

 

üLa empresa consultora que brinde el servicio de calibración debe suministrar al contratante:

 

ØActa de ejecución del trabajo firmada por las partes.

 

ØInforme de Aforo, el cual incluye:

 

·Datos de campo

 

·Memorias de cálculo

 

ØGráficas de incrementos y gráficas comparativas con tabla anterior para verificaciones.

 

ØTabla de aforo del tanque plastificada aprobada por el Ministerio de Minas y Energía según anexo 1 (cuatro copias).

 

ØUna copia electrónica que contenga el archivo de la tabla en formato Excel para alimentar los sistemas de información y en PDF (con firmas) para futuras reproducciones.

 

ØTablilla informativa instalada y marcación de la altura de referencia. sobre el tanque.

 

 
 

 

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Todos los tanques de almacenamiento deben contar con una tablilla informativa elaborada en acero inoxidable calibre 22, de 200 mm de lado; debe quedar asegurada a la baranda superior del tanque y debe contener la siguiente información en alto o bajo relieve:

 

ØEncabezado de la placa con el logo y nombre de Ecopetrol
ØNúmero de identificación del tanque suministrado por Ecopetrol
ØProducto almacenado
ØAltura de referencia en milímetros (mm)
ØCapacidad nominal
ØAltura nominal
ØNorma utilizada para realizar el aforo
ØFecha del aforo
ØCompañía aforadora

 

La demarcación de la altura de referencia se debe hacer en la parte superior del tanque con pintura reflectiva roja o utilizando película adhesiva, de alta resistencia en un sitio visible determinado por el funcionario autorizado de Ecopetrol S.A, sobre un recuadro de color blanco de 150 x 450 mm. La altura debe especificarse en milímetros, sin punto separador de miles y con las letras “mm” al final. El ancho de las letras y números será de 30 mm.y el trazo de 10 mm

 

üToda escotilla de medición debe contar con una guía, pestaña ó cuña que determina el Punto de Referencia, sobre la cual se ubica la cinta y se toma la lectura. En caso de no existir esta guía durante el proceso de verificación o calibración, se debe instalar.

 

5.1CALIBRACIÓN DE TANQUES

 

Consiste en el proceso de determinar el volumen total del tanque, o capacidades parciales a diferentes niveles de líquido a las condiciones de operación existentes. Las tablas de aforo indican la cantidad de producto almacenado a un determinado nivel del mismo en el tanque, medidos desde un punto de referencia.

 

5.1.1Normas aplicables para calibración de tanques cilíndricos verticales

 

Los tanques cilíndricos verticales pueden ser aforados de acuerdo a las normas API-MPMS siguientes:

 

ØCapítulo 2, Sección 2A, “Medición y Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales por el Método Manual de Encintado” (MTSM).

 

ØCapítulo 2, Sección 2B, “Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando el Método de la Línea Óptica de Referencia” (ORLM).

 

 
 

 

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ØCapítulo 2, Sección 2C, (ISO 7507-3) “Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando el Método de Triangulación Óptica”.

 

ØCapítulo, 2, Sección 2D, (ISO 7507-4) “Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando el Método Electro Óptico Interno de Determinación de Distancia” (EODR).

 

Adicionalmente puede usarse la Norma ISO 7507-5 “Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales por el Método Electro-Óptico Externo de Determinación de Distancia”

 

5.1.2Normas aplicables para otros tipos de tanques

 

ØLos tanques cilíndricos horizontales se deben aforar según la Norma API MPMS Capítulo 2,2E (ISO 12917-1) “Petróleo y sus derivados - Calibración de tanques cilíndricos horizontales” - Parte 1: Métodos Manuales”.

 

ØEsferas y esferoides se aforan según la aplicación del Estándar API 2552 “Medición y Calibración de Esferas y Esferoides”.

 

ØLa calibración de los Carrotanques de líquidos a presión atmosférica debe realizarse en centímetros y milímetros de acuerdo con el estándar API 2554 “Medición y Calibración de Carrotanques”. Para la calibración de cisternas de GLP se debe realizar en porcentaje de llenado de rotogauge equivalente, en centímetros y milímetros de acuerdo con la norma API MPMS Capítulo 2.2E.

 

ØPara barcazas y Buquetanques, se debe utilizar cualquiera de los siguientes tres métodos contemplados en el API MPMS Capítulo 2, secciones 7 (barcazas) y 8A (Buquetanques); calibración liquida, por mediciones lineales y por planos “as built”. Estas calibraciones deben ser aprobadas por las capitanías de puerto donde la embarcación tiene nacionalidad.

 

5.1.3Tabla de aforo.

 

Las tablas de aforo (ver Anexo 1) deben presentar la siguiente información:

 

üLogo y nombre de la empresa aforadora, dirección, ciudad y NIT
üLogo y nombre de Ecopetrol
üIdentificación del tanque
üNombre del producto a almacenar
üUbicación del tanque, Vicepresidencia, Gerencia, Planta, ciudad y país.
üTipo de techo y fondo del tanque.
üAltura de referencia (m).
üDiámetro promedio (m), altura efectiva (m) y capacidad (bls).

 

 
 

 

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üNiveles en unidades de centímetros-milímetros (cm – mm) y los volúmenes en barriles.
üLa Gravedad API o densidad relativa del producto.
üLa temperatura base de lámina a la cual fue preparada (ver nota 2 Cap.12.1, numeral 9.1.3)
üPresión de almacenamiento (aplica para tanques presurizados)
üPeso del techo o membrana flotante (según aplique)
üAjuste volumétrico por el peso del techo (FRA)
üIdentificación de la zona crítica (aplica para tanques con techo o membrana flotante)
üLa Norma mediante la cual se llevó a cabo el proceso de aforo del tanque y del fondo.
üEl nivel de incertidumbre del proceso de aforo en porcentaje
üEspecificar si es verificación, calibración, recalibración o recálculo.
üFecha del aforo.
üFirma de la compañía aforadora (ejecutor y representante) y aprobación del Ministerio de Minas y Energía.

 

6.DESARROLLO

 

6.1DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN.

 

La selección del método de calibración dependerá del tipo y tamaño del tanque, la disponibilidad de tiempo personal y equipo disponible. A continuación se presenta una breve descripción de tres métodos aplicables a tanques cilíndricos verticales:

 

6.1.1Método de “strapping” (MTSM)

 

El término strapping de tanque es comúnmente aplicado al procedimiento por el cual se determinan las dimensiones de un tanque, necesarias para calcular la tabla de aforo del mismo. En cada anillo se miden las circunferencias por medio de una cinta metálica graduada y calibrada contra una cinta patrón. El número de mediciones por anillo depende de las uniones y arreglo de las láminas de los anillos del tanque.

 

Prácticas generales:

 

El strapping del tanque se debe realizar solo después que el tanque haya sido llenado al menos una vez en el sitio con un líquido tan denso como el líquido que se espera va a almacenar. La prueba hidrostática con agua durante 24 horas es lo usual y cumple con el requerimiento.

 

Tanques de 500 barriles o menos:

 

üPueden ser aforados en cualquier condición de llenado, pero que previamente se haya cumplido el requisito anterior. Pequeños movimientos de producto (recibos o despachos) son permitidos durante el strapping.

 

 
 

 

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Tanques de 500 barriles o más:

 

üLos tanques atornillados (bolted joint) deben haber sido llenados por lo menos una vez antes del strapping y pueden ser aforados estando llenos hasta con 2/3 de su capacidad. Se permiten pequeños movimientos de producto (recibos o despachos) durante el strapping.

 

üTanques con láminas soldadas o remachadas (welded/riveted joints) se pueden aforar en cualquier condición de llenado, pero habiendo sido llenados completamente en su sitio actual por lo menos una vez. Movimientos de producto en el tanque no están permitidos durante el proceso.

 

Durante el strapping se debe registrar la siguiente información:

 

ØNivel del líquido durante el proceso de aforo.
ØGravedad API del producto almacenado durante el strapping.
ØTemperatura promedio del líquido al momento del strapping.
ØTemperatura ambiente en el área de localización del tanque.
ØNivel de inclinación del cilindro.
ØAltura total del tanque.
ØAltura de cada anillo
ØAltura de referencia
ØUbicación del punto de referencia
ØDeterminación de volúmenes muertos externos e internos.
ØForma del fondo del tanque y sus dimensiones
ØPeso del techo flotante o membrana.
ØEspesor de láminas de todos los anillos.
ØLocalización y altura del plato de medición (datum plate)
ØDetalles adicionales de interés y valor que puedan influir en el aforo

 

 
 

 

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Figura 1- Posiciones para medición de circunferencias en tanques soldados

 

6.1.2Método de calibración líquida (API Standard 2555)

 

La calibración por el método líquido es un medio para determinar los incrementos de volúmenes y capacidades de tanques u otros recipientes, transfiriendo cantidades conocidas de líquido hacia ó desde un recipiente. Este método establece los pasos requeridos para determinar con exactitud los incrementos volumétricos para elaborar tablas de aforo para tanques de cualquier forma ó diseño excepto probadores de medidores.

 

Este método se ejecuta en lapsos de tiempo muy largos, por lo tanto se usa para tanques pequeños, tanques horizontales, para el aforo de los fondos de tanques grandes, tanques subterráneos, o para tanques cuya forma no permite la utilización de un método geométrico.

 

Los equipos utilizados para el aforo, son:

 

üTanque volumétrico aforado (serafín)
üMedidores de flujo calibrados
üTanques estacionarios

 

 
 

 

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6.1.2.1Procedimiento con tanque volumétrico (serafín)

 

El serafín, o serafines, deben situarse tan cerca como sea posible al tanque que va a ser aforado y quedar nivelados con respecto a la superficie de soporte. Se deben revisar y verificar la condición de las líneas antes que se inicie el aforo para asegurar una entrega positiva de tanque a tanque. Se debe registrar la temperatura del líquido en tanque calibrador así como la del tanque a ser calibrado después de cada llenado y el volumen ajustado si hay cambio de temperatura. La condición de llenado de las líneas debe ser la misma antes y después de cada medición.

 

El trabajo de calibración debe iniciarse y completarse, en lo posible, sin interrupción. En caso de producirse una interrupción y se produce cambio en la temperatura, se puede continuar el procedimiento aplicando los factores de corrección pertinentes.

 

Se obtienen mejores resultados cuando la temperatura ambiente y la del líquido son similares. Se debe realizar la calibración tan rápido como sea posible, de tal modo que el cambio de temperatura sea pequeño.

 

6.1.2.2Procedimiento con un medidor de flujo.

 

El medidor debe estar montado sobre un patín, tráiler, plataforma o un dispositivo similar, localizado tan cerca como sea posible del tanque a calibrar. El soporte debe estar completamente nivelado y el medidor deberá ser probado previamente con el mismo líquido que se utilizará en la calibración del tanque o con otro de densidad similar.

 

El flujo de líquido hacia o desde el tanque a ser calibrado debe comenzar en puntos predeterminados, que dependen del tipo de tanque, distribución de volúmenes muertos, o tamaño y forma de la zona a ser calibrada. En cada parada se deberá registrar la lectura del medidor, temperatura del líquido en el tanque, temperatura promedio del líquido entregado por el medidor, nivel de líquido en el tanque.

 

6.1.2.3Procedimiento con tanque estacionario

 

Se utilizará un tanque que haya sido aforado previamente según el método de strapping o el de línea óptica de referencia, el cual debe estar adyacente o cercano al tanque que se va a calibrar. El diámetro de este tanque debe ser más pequeño que el del tanque a ser aforado.

 

Como medio de calibración es preferible utilizar agua, aunque se puede utilizar otro líquido no volátil, en el rango de densidad del kerosén y un diesel 3. Luego de verificar las condiciones de hermeticidad de las líneas de suministro, se da inicio a la transferencia entre tanques, Los incrementos de volumen serán determinados por el tipo del tanque, volúmenes muertos, etc. Luego de cada parada se hará la medición de cada tanque, registrando también temperatura del líquido en cada uno.

 

 
 

 

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6.1.3Método de la Línea Óptica de Referencia (ORLM).

 

Este es un método alternativo al de strapping, para la determinación del diámetro del tanque. La diferencia primaria entre los dos métodos, es el procedimiento para la medición del diámetro de los anillos del tanque superiores al primero. Se mide el diámetro del primer anillo del tanque, según el método de strapping, el cual se utiliza como diámetro de referencia. En los anillos superiores se miden las desviaciones con respecto al diámetro de referencia, utilizando un instrumento óptico en estaciones horizontales y verticales predeterminadas.

 

Las demás mediciones, procedimientos y herramientas analíticas para el desarrollo de la tabla de aforo son las mismas establecidas en el Capítulo API MPMS 2.2A.

 

6.1.3.1Equipos

 

ØEl utilizado normalmente en el método de strapping
ØUn dispositivo óptico, montado en un trípode o sobre un soporte equivalente, el cual debe tener una línea de visión perpendicular (línea de vista a 90º), con mecanismos de nivelación en tres ejes diferentes.
ØUn carro desplazador magnético, con una regla horizontal graduada (incrementos de 1 mm ó de 0,01 pie), el cual se utiliza para la medición de las desviaciones en las estaciones verticales.

 

6.1.3.2Preparación

 

El número mínimo de estaciones horizontales se debe seleccionar de acuerdo con la Tabla 1, es posible tomar estaciones adicionales, pero siempre deberá ser un número par. Las estaciones deberán estar espaciadas lo más equidistante posible a lo largo de la circunferencia del tanque.

 

Las estaciones horizontales se deben escoger de tal modo que el recorrido vertical del carro magnético a lo largo del cuerpo del cilindro se encuentre por lo menos a 300 mm de distancia de cualquier unión vertical soldada.

 

Para cualquier estación horizontal, se deben establecer por lo menos dos estaciones verticales, excepto para el primer anillo, en el cual se tomará solamente una estación vertical localizada a un 20% de altura por debajo del cordón de soldadura superior, ó a una altura que permita el alcance focal del instrumento óptico hacer la lectura con nitidez. Si estos dos criterios se contradicen, la localización se determinará por la distancia focal del instrumento.

 

 
 

 

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        Número
Diámetro del tanque   mínimo de
Pies   Metros   estaciones
50   15   8
100   30   12
150   50   16
200   70   20
250   85   24
300   100   30
350   120   36

 

Tabla 1 – Diámetro del tanque vs. Número mínimo de estaciones

 

6.1.3.3Procedimiento

 

Las mediciones se deben realizar de la siguiente manera:

 

a)La circunferencia de referencia en el primer anillo debe medirse utilizando una cinta patrón y se tomará a la altura determinada para la primera estación vertical, o lo más cercana a ella (Figura 2).

 

b)Se debe verificar que el instrumento óptico permanezca en una posición estable y no se debe mover o ser perturbado en cualquier estación horizontal, durante el recorrido del desplazador desde el primer anillo hasta el último de los anillos superiores.

 

c)Verificar la perpendicularidad (numeral 2.2B.7.3 de la Norma) y medir la desviación de la primera estación horizontal.

 

d)El carrito desplazador se debe movilizar verticalmente hasta la siguiente estación en cada anillo y leer la desviación respectiva. Este procedimiento debe repetirse secuencialmente en cada una de las estaciones verticales.

 

e)Luego de haber determinado la desviación en el último anillo, el carrito debe bajarse hasta el primer anillo y repetir la medición de la desviación. Las lecturas inicial y final en cada estación horizontal no deben tener una diferencia superior a 1 mm (0,005 pies) una de la otra, si no es así se deberá repetir todo el procedimiento a partir del paso (c).

 

f)Los pasos b)-e) deben repetirse para cada estación horizontal.

 

g)Después de completar las mediciones alrededor de todo el tanque, se debe repetir la medición de la circunferencia de referencia (paso a) utilizando la misma cinta. Las lecturas no deben diferir en más de 1 mm (0,005 pies), si la diferencia es superior se deberán repetir todas las mediciones.

 

 
 

 

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Si por alguna circunstancia no se pueden tomar las mediciones con el instrumento óptico en alguno de los anillos, se deberá emplear el método de strapping para medir la circunferencia.

 

 

Figura 2 - Elevación del tanque

 

6.1.3.4Procedimiento de Cálculo

 

Consultar la Norma API MPMS Capítulo 2.2.B, numeral 2.2B.8 para la determinación del diámetro de referencia y los de los anillos superiores. El desarrollo de la tabla de aforo se hará de acuerdo con las indicaciones establecidas para ello en el Capítulo 2.2A del API MPMS.

 

 
 

 

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6.1.4Elaboración de la Tabla de Aforo

 

Las tablas de aforo se deben elaborar a una temperatura de 60 ºF y deben tener en cuenta correcciones por efecto de cabeza del líquido almacenado, volúmenes muertos, inclinación del tanque, volumen del fondo, y ajuste volumétrico por efecto del techo o membrana flotante, si aplica.

 

Para el ajuste por expansión o contracción por efecto de la temperatura de lámina se debe aplicar un factor de corrección (CtSh) de manera separada

 

Los pormenores para la generación de la tabla de aforo se indican en la Norma API MPMS Capítulo 2.2A. A continuación se indica un resumen de los pasos de este proceso:

 

6.1.4.1Conversión de las circunferencias externas a internas

 

Inicialmente, la lectura de la cinta patrón que generalmente se encuentra calibrada a una temperatura de 68 ºF, debe ser corregida a 60 ºF según se indica en el numeral 2.2A.19.2.2

 

Las dimensiones de las circunferencias externas tomadas en campo deben ser llevadas a circunferencias internas, aplicando las siguientes correcciones:

 

ØDeducción del espesor de lámina de cada anillo.

 

ØSi durante las mediciones se presentó la situación de que la cinta perdía contacto con la superficie del tanque debido a obstáculos presentes en la trayectoria de la cinta, se debe incluir una corrección deduciendo la suma de estos incrementos en la circunferencia. (los numerales 2.2A.19.4.3 y 2.2A.19.4.4 indican la deducción)

 

ØExpansión o contracción del tanque por efecto de la cabeza de líquido (numeral 2.2A.19.5.3)

 

6.1.4.2Cálculo de los volúmenes por anillo.

 

Para cada anillo del cilindro se determina su volumen, incremental tomando la circunferencia corregida y adicionando una corrección adicional por efecto del esfuerzo por cabeza de líquido cuando el anillo se encuentra lleno.

 

6.1.4.3Incremento volumétrico para cada anillo, por cada unidad de nivel de cabeza de líquido encima del anillo.

 

Adicionalmente se debe considerar incrementos de volumen en cada anillo debido a la expansión generada por acción de la cabeza de líquido que sufrirá el tanque cuando se encuentre en servicio. Esta corrección se realiza según lo descrito en el numeral 2.2A19.5 de la Norma.

 

 
 

 

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6.1.4.4Corrección por la presencia de volúmenes muertos internos o externos.

 

Se deben aplicar los incrementos de volumen positivos o negativos originados por los volúmenes muertos que se hayan determinado en el tanque, en relación con su posición respecto al punto de medición. Aplica el literal (d) del numeral 2.2A19.5 de la Norma.

 

6.1.4.5Incremento neto de volumen por unidad de nivel para cada anillo.

 

A las correcciones señaladas en los numerales anteriores se deben adicionar dos factores de corrección adicionales:

 

ØEfecto de la inclinación del tanque.

 

ØEfecto de la temperatura de lámina.

 

La Norma señala la aplicación de estos dos factores en sus numerales 2.2A.19.6.1 y 2.2A.19.7

 

Por la aplicación de estos dos factores de corrección se obtiene finalmente el incremento volumétrico neto por unidad de nivel para cada anillo. La tabla de aforo se genera multiplicando este incremento (volumen/nivel) por la altura de líquido hasta cubrir toda la altura efectiva del tanque. El cálculo debe hacerse de manera acumulativa.

 

6.1.4.6Tanques con techo o membrana flotante.

 

Para estos tanques se debe considerar el efecto del desplazamiento de volumen ocasionado por el peso del techo o la membrana y la tabla deben señalar claramente la zona de desplazamiento parcial (zona crítica). La Norma indica dos procedimientos para dar cuenta del volumen desplazado por el techo en la tabla de aforo.

 

6.1.4.6.1Tabla de aforo tratando el techo como un volumen muerto

 

En este tipo de tabla, el peso del techo flotante se tiene en cuenta sustrayendo a la capacidad bruta del tanque el volumen desplazado por el mismo, basado en la Gravedad API asumida con la que operará el tanque. Si la Gravedad API es diferente a la asumida en la preparación de la tabla se debe incluir un ajuste volumétrico adicional que se debe señalar en la tabla de aforo.

 

 
 

 

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6.1.4.6.2Tabla de aforo con capacidad bruta o abierta.

 

En este tipo de tabla no se deduce el efecto del desplazamiento del techo, por ello es necesario al utilizar la tabla calcular el volumen desplazado y deducirlo del valor bruto indicado en la misma.

 

7.REGISTROS

 

Se deben manejar los siguientes registros, en cada uno de los puntos de transferencia de custodia y fiscalización:

 

üTabla de aforo.

 

üCertificado de calibración vigente de los elementos de medida utilizados.

 

üDocumentos que muestren los programas de calibración de tanques.

 

üVerificaciones de la altura de referencia, inclinación, diámetro o espesor de la lámina del tanque.

 

8.CONTINGENCIAS

 

No aplica

 

9.BIBLIOGRAFIA.

 

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards.
Capitulo 2, Sección 2A.- Método de cinta

Capítulo 2, Sección 2B.- Método de la Línea de Óptica de Referencia

 

VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE. Manual de Medición VIT. Versión 1.0. VIT-M-002 Bogotá. 1999

 

DIRECCIÓN DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión De La Normativa de Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01. Versión 1. Colombia, 2004

 

10.ANEXO

 

No   TITULO
1   MODELO TABLA DE AFORO

 

 
 

 

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Para mayor información sobre esta directriz y el Manual de Medición de Hidrocarburos, dirigirse a:

RODRIGO SATIZABAL RAMÍREZ

Jefe del Departamento de Medición y Contabilidad de Hidrocarburos, GPS-VSM

 

   
RESPONSABLE RODRIGO SATIZABAL
Jefe del Departamento de Medición y Contabilidad de Hidrocarburos, GPS-VSM
   
     
REVISÓ PABLO MOTTA CANDELA
Gerente de Planeación y Suministro GPS – VSM
SERGIO HERRERA ESTEVEZ
Líder Grupo Apoyo Legal VSM
     
   
APROBÓ

CAMILO MARULANDA

Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM

   

 

 
 

 

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ANEXO 1. MODELO TABLA DE AFORO

  

NOMBRE Y LOGO DE EMPRESA ECOPETROL S.A. TANQUE
AFORADORA VICEPRESIDENCIA K-XXX  *
  GERENCIA  
Dirección, teléfono, fax, correo electrónico, NIT, NOMBRE PUNTO DE MEDICIÓN
etc. MUNICIPIO (DEPARTAMENTO) PRODUCTO:
  REPÚBLICA DE COLOMBIA Nombre del Producto
                                                                                                             
     

FONDO CILINDRO PRINCIPAL FRACCIONES
NIVEL VOLUMEN INCREMENTO NIVEL VOLUMEN NIVEL VOLUMEN NIVEL VOLUMEN NIVEL VOLUMEN NIVEL VOLUMEN NIVEL VOLUMEN
cm Bls Bls / mm cm Bls cm Bls cm Bls cm Bls cm Bls cm Bls
0 1,38   6 50,00 240 2.737,32 480 5.493,62 720 8.250,10 960 11.007,33 1 11,48
0,1 1,48 0,13 10 95,94 250 2.852,16 490 5.608,47 730 8.364,96 970 11.122,21 2 22,97
0,9 3,70 0,28 20 210,78 260 2.967,01 500 5.723,32 740 8.479,83 980 11.237,07 3 34,45
1,7 7,85 0,52 30 325,62 270 3.081,86 510 5.838,17 750 8.594,72 990 11.351,92 4 45,94
2,7 15,44 0,76 40 440,47 280 3.196,70 520 5.953,03 760 8.709,61 1.000 11.466,76 5 57,42
4,6 34,29 0,99 50 555,31 290 3.311,55 530 6.067,88 770 8.824,49 1.010 11.581,61 6 68,91
6,0 50,00 1,12 60 670,15 300 3.426,39 540 6.182,73 780 8.939,38 1.020 11.696,46 7 80,39
      70 784,99 310 3.541,24 550 6.297,59 790 9.054,26 1.030 11.811,31 8 91,88
      80 899,84 320 3.656,09 560 6.412,44 800 9.169,15 1.040 11.926,15 9 103,36
      90 1.014,68 330 3.770,93 570 6.527,30 810 9.284,04 1.050 12.041,00    
TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL SOLDADO 100 1.129,52 340 3.885,78 580 6.642,15 820 9.398,92 1.060 12.155,85 NIVEL VOLUMEN
ALTURA DE REFERENCIA, m DATO 110 1.244,36 350 4.000,62 590 6.757,00 830 9.513,81 1.070 12.270,69 mm Bls
CAPACIDAD NOMINAL, bls DATO 120 1.359,21 360 4.115,47 600 6.871,86 840 9.628,69 1.080 12.385,54    
DIAMETRO DEL CILINDRO, m DATO 130 1.474,05 370 4.230,31 610 6.986,71 850 9.743,58 1.090 12.500,39 1 1,15
ALTURA EFECTIVA, m DATO 140 1.588,89 380 4.345,16 620 7.101,56 860 9.858,47 1.100 12.615,24 2 2,30
ESFUERZO POR CABEZA DE   150 1.703,74 390 4.460,01 630 7.216,42 870 9.973,35 1.110 12.730,08 3 3,45
LÍQUIDO, GRAV API A 60 °F DATO 160 1.818,58 400 4.574,85 640 7.331,27 880 10.088,24 1.120 12.844,93 4 4,59
TEMPERATURA BASE DE LÁMINA, °F DATO 170 1.933,42 410 4.689,70 650 7.446,13 890 10.203,12 1.130 12.959,78 5 5,74
TIPO DEL TECHO DATO 180 2.048,26 420 4.804,54 660 7.560,98 900 10.318,01 1.140 13.074,62 6 6,89
TIPO DEL FONDO: DATO 190 2.163,11 430 4.919,39 670 7.675,83 910 10.432,90 1.150 13.189,47 7 8,04
    200 2.277,95 440 5.034,24 680 7.790,69 920 10.547,78 1.160 13.304,32 8 9,19
    210 2.392,79 450 5.149,08 690 7.905,54 930 10.662,67 1.170 13.419,17 9 10,34
INCERTIDUMBRE ESTIMADA 220 2.507,63 460 5.263,93 700 8.020,39 940 10.777,55 1.180 13.534,01    
FACTOR DE COBERTURA 2,0 230 2.622,48 470 5.378,77 710 8.135,25 950 10.892,44 1.190 13.648,86    
NIVEL DE CONFIANZA 95%                        
INCERTIDUMBRE EXPANDIDA 0,xx% La aplicación del nivel de la tabla es para medir a fondo. La calibración del tanque y los cálculos fueron realizados según la Norma API MPMS Capitulo 2, Sección 2A "Measurement and Calibration of Upright Cilyndrical Tanks by the Manual Tank Strapping Method" Primera Edición, febrero de 1995, reafirmada febrero de 2007 y Sección 2B, "Optical Reference Line Method" Primera Edición, marzo 1989, reafirmada diciembre de 2007.

FECHA DE CALIBRACIÓN, VERIFICACIÓN,    
RECÁLCULO Ó RECALIBRACIÓN       DD/MM/AAAA    
     
AFORADO POR: REVISADO POR: REP. MINISTERIO MINAS Y ENERGÍA:
     
NOMBRE TÉCNICO/INGENIERO RESPONSABLE REVISIÓN NOMBRE INSPECTOR
Matrícula Profesional Matrícula Profesional Matrícula Profesional

 

* Dependiendo de la Vicepresidencia Operativa el tanque tendrá un prefijo diferente con su respectivo número de tanque

 

 
 

 

 

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MEDICIÓN ESTATICA
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MANUAL DE MEDICIÓN DE

HIDROCARBUROS

 

CAPÍTULO 3

MEDICIÓN ESTÁTICA

 

 
 

 

 

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RELACIÓN DE VERSIONES

 

VERSIÓN   DESCRIPCIÓN   FECHA
         
00   EMISIÓN DEL DOCUMENTO   MARZO 12 DE 2005
         
01   REVISIÓN DEL DOCUMENTO   NOVIEMBRE 16 DE 2007
         
DEPENDENCIA
RESPONSABLE
  REVISÓ   APROBÓ
         
Este documento se validó en el        
Comité Táctico de Medictión        
Integrado por los lideres de        
Medición de las áreas de negocio        
         
/s/ EDUARDO MOTTA RUEDA   /s/ RODRIGO SATIZABAL    
EDUARDO MOTTA RUEDA   RODRIGO SATIZABAL    
Líder Corporative de Medición   Gerente RCM. GPS - VSM    
GPS – VSM        
         
/s/ SARA ISABEL PARRA        
SARA ISABEL PARRA        
Líder de Medición GCB – VRP        
         
/s/ NICOLÁS VALLE YI   /s/ PABLO MOTTA CANDELA   /s/ CAMILO MARULANDA
NICOLÁS VALLE YI   PABLO MOTTA CANDELA   CAMILO MARULANDA
Líder de Medición
VIT
  Gerento de Plan Suministor – VSM   Vicepresidente de Suministory Mercedeo - VSM
         
/s/ JULIO MARIO RUEDA CELIS        
JULIO MARIO RUEDA CELIS        
Líder de Medición        
VPR        
         
    /s/ SERGIO HERRERA ESTEVEZ    
CARLOS GUSTAVO ARÉVALO   SERGIO HERRERA ESTEVEZ    
Líder de Medición GRC-VRP   Asesor Juridico VSM    
         
/s/ JAIRO H. GUZMÁN MEJÍA        
JAIRO H. GUZMÁN MEJÍA        
I.C.P.        

 

 
 

 

 

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MEDICIÓN ESTATICA
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TABLA DE CONTENIDO

 

    Pág.
1. OBJETO 5
     
2. ALCANCE 5
     
3. GLOSARIO 5
     
4. DOCUMENTOS DEROGADOS. NO APLICA 5
     
5. CONDICIONES GENERALES 5
     
5.1. TANQUES DE ALMACENAMIENTO 6
5.1.1 Identificación de Tanques 8
5.1.1.1 Color 8
5.1.1.2 Número de Identificación 9
5.1.1.3 Colores para Tanques 9
5.1.2 Características más importantes de los tanques 10
5.2. MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS 11
5.2.1 Cinta de Medición 11
5.2.2 Tipos de Medida Usando la Cinta de Medición 13
     
6. DESARROLLO 14
     
6.1. MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES ATMOSFÉRICOS 14
6.1.1. Medición a vacio con cinta de medición a vacio ( Outage Gaging) 14
6.1.2. Medición de Agua Libre 16
6.1.2.1 Medición a Fondo con Cinta de Medición a Fondo 16
6.2. MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTOY AGUA 17
6.3. MEDICIÓN DE TEMPERATURA 20
6.4. MEDICIÓN DE ESPECIFICACIONES DE CALIDAD 20
6.5. MEDICIÓNAUTOMÁTICA(TELEMETRÍA) 21
6.6. LIQUIDACIÓN DE TANQUES ATMOSFÉRICOS 26
6.8. MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES PRESURIZADOS 29
6.9. LOCALIZACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN 30
6.10. TECNOLOGÍAS DE MEDICIÓN 30
6.11. ASPECTOS A TENER EN CUENTA EN MEDICIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS 31

 

 
 

 

 

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MEDICIÓN ESTATICA
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6.12. PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS 32
     
7. REGISTROS 33
     
8. CONTINGENCIAS NO APLICA 33
     
9. BIBLIOGRAFIA 33
     
10. ANEXOS 34

 

 
 

 

 

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1. OBJETO

 

Establecer los parámetros para la determinación del volumen neto de producto de Hidrocarburo, mediante la medición manual de niveles de líquido y agua libre en tanques de almacenamiento atmosféricos y/o presurizados para transferencia de custodía en condiciones estáticas garantizando de esta manera la confiabilidad de la información volumétrica.

 

2. ALCANCE

 

Aplica a todas las áreas operativas que requieran determinar el contenido volumétrico neto de hidrocarburo a condiciones estándar en tanques de almacenamiento para transferencia de custodía y fiscalización de petróleo y sus derivados en condiciones estáticas. Cubre desde la determinación de la altura del líquido de hidrocarburo y agua libre, hasta el cálculo del volumen Neto de hidrocarburo almacenado en el tanque.

 

3. GLOSARIO

 

Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capitulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos “Condiciones Generales y Vocabulario” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual de Medición de Hidrocarburos (MMH).

 

4. DOCUMENTOS DEROGADOS. No Aplica

 

5. CONDICIONES GENERALES

 

La Medición Estática es un proceso que requiere de una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:

 

1.El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de quietud y/o reposo total (Estático).

 

2.La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el certificado de Verificación (cinta de trabajo) y de calibración (cinta patrón) vigente.

 

3.Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes (Ver capítulo 2 del MMH).

 

4.Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un termómetro con certificado de verificación y calibración vigente (Ver capítulo 7 del MMH).

 

5.Para la determinación de las especificaciones de calidad del producto Hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea del Hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento (Ver capítulo 8 del MMH).

 

 
 

 

 

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MEDICIÓN ESTATICA
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6.Para la determinación del contenido volumétrico de Hidrocarburo se debe seguir el procedimiento de liquidación de Medición Estática detallado en el capítulo 12 del MMH.

 

La medición de Tanques en este capítulo se determinará a partir de los siguientes tipos de medición:

 

²MEDICIÓN DE TANQUES ATMOSFERICOS

 

²MEDICIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS

 

5.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

 

Los tanques de almacenamiento de Hidrocarburos son recipientes hechos en acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso.

 

Los Tanques se dividen así:

 

POR SU FORMA:

 

·Cilíndrico vertical con techo cónico.
·Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.
·Cilíndrico vertical con techo flotante.
·Cilíndrico vertical con membrana flotante.
·Cilíndrico horizontal a presión.
·Esféricos.

 

POR EL PRODUCTO ALMACENADO:

 

·Para Crudos.
·Para Derivados o Refinados.
·Para GLP.
·Para Residuos

 

 
 

 

 

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Figura 1. Tipos de tanques de almacenamiento de Hidrocarburos

 

·TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO:

Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de respiraderos y/o válvulas de presión y vacío. Generalmente posee líneas de espuma contraincendio, y el techo está sostenido por un soporte que o bien llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

 

·TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS:

Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente.

 

·TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE:

Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases. Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación, Sin embargo tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de presión de operación.

 

·TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE:

Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto.

 

 
 

 

 

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·TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI.

 

·TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO: La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.

 

Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la capacidad del tanque.

 

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días.

 

Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

 

5.1.1 IDENTIFICACIÓN DE TANQUES

 

La norma sobre código de colores y señales industriales que debemos seguir es la ECP-DRI-N-04. A continuación se presentan algunos apartes:

 

5.1.1.1. Color

 

a.    El color de los tanques podrá ser variado cuando por razones de seguridad nacional o paisajismo, se requiera. En estos casos se deberá tener en cuenta que para productos livianos y medios los colores tendrán que ser ¨claros¨ y para productos pesados ¨oscuros¨.

 

b.    En los tanques de color ¨claro¨, si fuese el caso, se podrá pintar una franja horizontal – mediante la aplicación de una capa adicional de pintura de color negro RAL 9004 - en el primer anillo, a partir del piso, para protección en caso de goteo o escape en los sitios de descargue. Adicionalmente si fuese el caso, se podrá pintar una franja vertical – mediante la aplicación de una capa adicional de pintura de color negro RAL 9004 - en el sector de la boquilla de medición, para la protección en caso de derrame.

 

c.    También queda a criterio de ECOPETROL S.A. la utilización del logotipo de la Empresa (de acuerdo con lo establecido en el Manual de Imagen Corporativa) y la bandera de la REPUBLICA DE COLOMBIA.

 

 
 

 

 

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d.    Los tanques deben llevar el diamante de seguridad de acuerdo a los parámetros de la NFPA-704 y el nombre del producto almacenado.

 

5.1.1.2. Número de identificación

 

a.    Ubicado en el anillo superior del tanque, centrado con respecto al logotipo, cuando éste se utilice.

 

b.    El número de identificación se hará en letra tipo helvética médium, con la letra ¨K¨, un guión y el respectivo número. Por ejemplo K – 936.

 

c.    En los tanques de color claro, el número deberá estar en color negro RAL 9004. En los tanques de color oscuro, el número deberá estar en color Blanco señalamiento RAL 9003.

 

d.    Las dimensiones para el número de identificación, serán las siguientes:

 

Altura 0.5 m (20¨)
     
Ancho 0.25 m (10¨)
     
Espesor 0.075 m (3¨)
     
Distancia entre letras o números 0.125m (5¨)
     

 

5.1.1.3. Colores para tanques

 

Producto   RAL Básic   RAL franja
Ácido sulfúrico   3001 Rojo señalamiento    
Agua contra incendio   6016 Verde turco   3001 Rojo señalamiento
Agua de condensado   5012 Azul Claro   ————
Agua de proceso   5012 Azul Claro   ————
Agua fenólica   2010 Naranja señalamiento   8016 Marrón caoba
Agua potable   6016 Verde turco   ————
Fenol   2010 Naranja señalamiento   8016 Marrón caoba
Gasóleo   Aislados o blanco señalamiento RAL 9003    
Productos calientes   Aislado con lámina de aluminio    
Productos livianos (T°chispa < 130°F)   Blanco señalamiento RAL 9003    
Productos pesados (T°chispa> 130°F)   Negro señalamiento RAL 9004    
Productos petroquímicos   9006 Gris aluminio   ————
Soda   8016 Marrón caoba   3001 Rojo señalamiento
Sulfito de sodio   2010 Naranja señalamiento   ————

 

Tabla 1. Norma sobre código de colores y señales industriales ECP-DRI-N-04

 

 
 

 

 

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5.1.2. Características Más Importantes De Los Tanques

 

·Generalmente se construyen de láminas (planchas) de acero.

 

·Para tanques en transferencia de custodia, debe hacérseles verificaciones cada cinco años para el diámetro, el fondo, el espesor de láminas y la inclinación del tanque. Si algunos de estos parámetros cambiara, de modo que excediera los criterios predeterminados en (Ver tablas A1, A2, A3 y A4 de al Anexo A del API MPMS capitulo 2 sección 2). la variación del volumen, debe considerarse un reaforo Total.

 

·Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las tablas de Aforo, la Calibración de los tanques se debe realizar cada 15 años (Capítulo 1 MMH).

 

·Deben tener una escotilla de medición.

 

·Deben tener sistemas de Venteos.

 

·Deben tener líneas de entrada y salida del producto.

 

·Deben tener líneas de drenaje.

 

·Deben Tener Agitadores Dependiendo De La Mezcla De Producto Que Se Va A Almacenar.

 

Observaciones De Seguridad En Los Tanques

 

·En los tanques de techo flotante se debe tener precaución de abrir el desagüe del techo en caso de lluvia, para evitar que el peso del agua hunda el techo.

 

·Para eliminar los riesgos por acumulación de electricidad estática, debe mantenerse siempre contacto directo con las escaleras, al subir o bajar del tanque y antes de abrir la escotilla de medición, para crear así un polo a tierra.

 

·“NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.

 

·Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la boquilla de medición esté abierta.

 

·La plomada de las cintas de medición deben ser de un material que no produzca generación de chispas. (Bronce).

 

 
 

 

 

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·No se debe dejar las cintas de medición en los techos de los tanques. Estas deben llevarse a su lugar de origen, lavarse en ACPM o Queroseno y luego colgarse del mango en el portacintas.

 

·Los trapos, botellas y otros objetos usados durante el procedimiento de medición deben bajarse de los techos y depositarse en lugar seguro.

 

5.2. MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS

 

5.2.1 Cinta de Medición:

 

La Cinta de medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos ( Hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura se determina un Volumen Total Observado contenido en el tanque.

 

La cinta de medición tiene las siguientes características:

 

·Generalmente esta hecha en acero inoxidable, o en una aleación de Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material del tanque y resistente a líquidos corrosivos.

 

·Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.

 

·La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y milímetros .

 

·Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.

 

·Gancho de soporte y fijación para la plomada.

 

·Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión (generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y máximo de 2 3/8 de libra.

 

·Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.

 

·El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.

 

·En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque.

 

 
 

 

 

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·No deben usarse cintas con la escala numérica no visible o totalmente borrada como resultado del desgaste y la corrosión.

 

·El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de verificación y/o calibración de la cinta.

 

·Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

 

 
     
Figura 2. Cinta de medición a Fondo   Figura 3. Cinta de medición a Vacio.

 

·Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 2).

 

·Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “Cero “de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 3).

 

 
 

 

 

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5.2.2. Tipos de Medida usando la Cinta de Medición

 

·MEDIDA A FONDO: Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa.
En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interfase.

 

Medida a Fondo

 

 

Figura 4. Medición a fondo con plomada de fondo

 

·MEDIDA AL VACIO: Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta.

 

Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación.

 

 

Figura 5. Medición a Vacío con plomada de vacío

 

 
 

 

 

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·El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después de completada la operación de llenado y/o vaciado.
üEl nivel de agua libre almacenada en los tanques debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

 

üTodas las cintas de medición que sean usadas deben poseer certificado de calibración vigente con vigencia máxima de un año, realizando verificaciones mensuales del estado físico - mecánico de las cintas y dejando los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS Capitulo 3 Sección 1, con el fin de que este dentro del máximo permitido para efectuar su cambio.

 

6. DESARROLLO

 

6.1.   MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES ATMOSFÉRICOS

 

Los métodos de medición de tanques estacionarios son: Medición a vacío y medición a fondo, los procedimientos se describen a continuación:

 

Medición a vacío con cinta de medición a vacío (Outage Gaging)

 

Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque (Ver Figura 6).

 

Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamente determinado, así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas a vacío solo son confiables si existe un programa de verificación frecuente de la altura de referencia; por ser esta ultima, un dato fundamental en la operación matemática.

 

 

Figura 6. Medición de producto a Vacío con plomada de vacío

 

 
 

 

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El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es el siguiente:

 

üLocalizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando telemetría en los tanques que utilizan dicho sistema, para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta).

 

üLeer y registrar la altura de referencia, tomándola, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.

 

üConectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o a la escotilla de medición.

 

üAbrir la escotilla de medición, esperando unos segundos para que los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.

 

üDeterminar matemáticamente la longitud de cinta a introducir en el tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada (aproximadamente 7 cm).

 

üBajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto con la boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada.

 

üEsperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.

 

üExtraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada.

 

üRepetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.

 

oSi dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm.

 

oSi las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

 

oEn caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido y realizar nuevamente la medición.

 

üPor ultimo se procede a calcular la altura del producto en la siguiente forma:

 

Altura del liquido = Altura de referencia (BM) – Lectura cinta – punto de corte indicado en la plomada

 

 
 

 

 

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Medición del Nivel de Agua Libre

 

De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado para determinar el nivel de agua libre utilizando una Cinta para Medición a fondo.

 

Medición a Fondo con cinta de medición a fondo

 

Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo del tanque hasta que corte la superficie del líquido en la cinta (Ver figura 7).

 

 

Figura 7. Medición de producto a fondo con plomada de fondo

 

El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición a fondo es el siguiente:

 

·Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.

 

·Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la escala.

 

·Hacer la conexión a tierra de la cinta, abrir la escotilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición.

 

·Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca el corte en la cinta.

 

 
 

 

 

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·La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos (Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).

 

·Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta.

 

·Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido.

 

Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.

 

oSi dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm.

 

oSi las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio aritmético de las tres.

 

oEn tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.

 

MEDICIÓN DEL NIVEL DE PRODUCTO Y AGUA

 

Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:

 

üEl nivel de producto en tanques de almacenamiento atmosféricos, debe realizarse empleando el método de medición a vacío con una cinta de medición a vacío ó medición a fondo con cinta de medición a fondo.

 

üEl nivel de agua libre almacenada en los tanques de almacenamiento atmosféricos debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

 

üTodo equipo utilizado para medición manual debe estar calibrado y en buenas condiciones. Los líquidos oscuros como petróleo y Combustóleos pesados se destacan mejor en una cinta clara o revestida de cromo, en líquidos claros como querosén, combustibles de aviación, combustibles ligeros, solventes y químicos es mejor una cinta negra.

 

 
 

 

 

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üAntes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas.

 

üEn tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones.