” MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ”

COLORADO ENGINEERING EXPERIMENT STATION INC. (CEESI)

” MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ”

NOCIONES GENERALES

CEESI

• Breve Historia

• Trazabilidad de las Calibraciones

• Nuestras Divisiones e Instalaciones

• De nuestros Servicios

BREVE HISTORIA DE CEESI

• El Inicio… Universidad de Colorado 1951

• Traslado de Instalaciones 1966

• Transformación de la Empresa 1986

• Cursos de Entrenamiento 1991

BREVE HISTORIA DE CEESI

• Completa Instalaciones en 1999.

• Acreditación por NVLAP 2004

• Divisiones de CEESI

o CEESI Iowa 1999

o CEESI Measurement Solutions Inc. (CMSI) 2011

• Actualidad 2012

CONTRIBUCIÓN EN COMITÉS DE MEDICIÓN Y DESARROLLO DE ESTÁNDARES

Los Ingenieros de CEESI han:

• Trabajado en escribir y desarrollar estándares para

AGA, API, ISO, y ASME

• Participado en Comités para ASME, ISO, AGA, GRI,

API, GTI, and NAFFMC

• Enseñado, Presentado e Instruido en: ISHM, ASGMT,

AGMSC, SGA y ISFFM

RESPECTO A LA TRAZABILIDAD

Calibraciones Acreditadas ISO 17025

• Gas Natural (Iowa and Colorado)

• Aire (Colorado)

• Agua (Colorado)

ACREDITACIÓN ISO 17025

INSTALACIONES EN COLORADO DE CEESI

INTERIOR DE LAS INSTALACIONES DE

PRUEBA

EXTERIOR DE LAS INSTALACIONES DE PRUEBA

CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN DE GAS Y AIRE COMPRIMIDO (COLORADO)

• Tubería de hasta 10 pies

• Caudales de hasta 160,000 pies2 /m estándar

• Presión de hasta 100 bar

• 0.037%- 0.52% de incertidumbre (95% confianza)

CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN DE AGUA (COLORADO)

• Caudales de hasta 7950 litros/minuto


• 0.1% incertidumbre (95% confianza)

DE NUESTRAS INSTALACIONES EN IOWA

INSTALACIONES EN IOWA

VISTA PANORAMICA

ESTÁNDARES DE MEDIDOR DE

TURBINA

CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN EN GAS NATURAL (IOWA)

• Tubería de hasta 36 pulgadas

• Caudales de hasta 42,500m3/hora actual


• 0.23% incertidumbre ( 95% confianza )

NUESTROS SERVICIOS…ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE

En cuanto al Servicio de Análisis de

Incertidumbre:

• + 20 años de Experiencia

• Entrenamiento

• Consultorías

• Auditorías

EJEMPLOS DE ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE

• Sistemas de gran almacenamiento o

Yacimientos de Gas.

• Plantas de Procesamiento de Gas

• Análisis de Estaciones de Medición

• Resultados de Calibración

• Diagnósticos de Medidores Ultrasónicos

SERVICIOS… AUDITORIAS

CEESI ofrece con CMSI:

• Servicio Independiente

• Auditorias en Sitio

• Análisis de Ingeniería

• Estudio de Perdidas y No Contabilizados

• En conformidad con estándares de la Industria

• Más de 200 años en experiencia combinada en Medición de Flujo.

EJEMPLOS DE CMSI

• Estaciones de Medición en Bolivia

• Análisis de Sistemas para Grandes Empresas • Shell, Williams Gas, Kinder Morgan, RIL (India)

• Verificación de Caudal con Medidor Ultrasónico con Abrazadera (Clamp on).

• Consultorías sobre Diseño • Equipo de Medición

• Revisión del Diseño de Estaciones de Medición

SERVICIO …MEDICIÓN DE GAS HUMEDO

Instalación de Prueba de Gas Húmedo en

Colorado

Características:

• Sistema de circuito cerrado

• Medidores de hasta 8 pulgadas


• Análisis completo de incertidumbre

CAPACIDAD DE FLUJO DE LA INSTALACIÓN DE PRUEBA DE GAS HÚMEDO

• Gas Natural a 1800 m3/hora

• Aceite a 27 m3/hora

• Agua a 27 m3/hora

SERVICIOS…MEDICION PARA MEDIDORES DE QUEMA Y VENTEO

En la Instalación de Prueba en Colorado

• Pruebas directas del Medidor

(Para una incertidumbre de ± 1%)

• Análisis de Incertidumbre

En las instalaciones del cliente

• Inspecciones

• Auditorías

COLORADO ENGINEERING EXPERIMENT STATION INC. (CEESI)

LES AGRADECE POR SU TIEMPO!

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERU

Ing. Neptalí Martínez Alvarado

CIP N° 68581

CONTENIDO I. Introducción

II. Medición de hidrocarburos

II.1 Hidrocarburos Líquidos

II.1.1 Medición Manual

II.1.2 Medición Automática

a.- Medidores de DP

b.- Medidores de Turbina.

c.- Medidores Másicos

II.1.3 Pruebas de medidores.

II.1.4 Muestreo automático.

II.2 Hidrocarburos Gaseosos.

II.2.1 Medidores de placa de orificio

II.2.2 Medidores Ultrasónicos

I.-INTRODUCCIÓN

NORMAS Y REGULACIONES

Dadas por el Estado Peruano

- Ley orgánica de Hidrocarburos 26221

- Ds N° 032-2004 EM - Cap V “Medición de hidrocarburos fiscalizados”, etc.

Contratos firmados por las compañías operadoras y el Estado Peruano.

- Procedimientos de fiscalización

- Contratos entre empresas, contrato de trasporte, etc.

Normas Internacionales API, ASTM,MPMS, AGA,GPA

Manuales del fabricante de tecnología reciente.

II.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

II.1 Hidrocarburos Líquidos:

- Medición Manual

- Medición Automática

II.2 Hidrocarburos Gaseosos:

II.1 HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

II.1.1 MEDICIÓN MANUAL ASTM D-1085 - API Capitulo 3.1.A

La fiscalización manual o aforo, es la operación de medir el volumen del petróleo

crudo que se encuentra dentro de un tanque de almacenamiento

II.1.1 MEDICIÓN MANUAL ASTM D-1085 - API Capitulo 3.1.A

3.- Se mide el nivel

del Tanque

II.1.1 MEDICIÓN MANUAL

MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA - ASTM D-1086 (API Capitulo 7.1.A)

La determinación de la temperatura del crudo

en los tanques de tierra es de suma importancia

para el proceso de transferencia de custodia.


MUESTREO (ASTM D-4057 -API Capitulo 8.1.A)

la obtención de resultados confiables y precisos

en los análisis de laboratorio, depende precisamente

de realizar un buen muestreo y que sea representativo

de la porción de petróleo que se quiera analizar .

Nivel Superior Medio Inferior

10 pies =< X

10 pies < Nivel =< 15 pies X X

Nivel > a 15 pies X X X


DATOS DE ENTRADA EN FISCALIZACIÓN DE TANQUES.

DIRECTOS O PRIMARIOS

Altura de Referencia

Altura de Ref. Observada

Nivel de Líquido

Nivel de Agua Libre

Temperatura Promedio

Gravedad API @ 60°F

Temperatura Ambiente

% Agua y Sedim. (S+W)

INDIRECTOS O SECUNDARIOS

Corr. Techo Flotante (si es el caso)

Volumen Total Obs. (TOV)

Volumen Agua Libre

Volumen Bruto Obs. (GOV)

Factor Corr. Volumen (FCV)

Volumen Bruto Est. (GSV)

BS&W

Volumen Neto Est. (NSV)


Fisc. Inicial Fisc. Final

• Agua libre • Wincha Total • Temperatura

• Agua libre • Wincha total • Temperatura

TOV

FW

GOV GOV

Tabla de cubicación

TOV

FW

Tabla de cubicación

Fisc. Inicial Fisc. Final

FCV

GSV

Tabla 6B FCV

GSV

GOV GOV

X X

BS&W BS&W

NSV NSV

X X

1

2

Sacado de muestra de

tanque



VARIACIONES

VARIACIONES

Medición de Nivel

Corte de Agua

Cálculos

Muestreo

Emulsiones

BS&W

Temperatura

N° :

LUGAR: N° DE TANQUE:

FECHA: HORA:

pies pulgadas 1/8" de pulgada

Nivel Liquido: TOV = 1

Agua libre : FW = 2

GOV = 3=1-2

Temperatura:

Tem. AVG:

CARACTERISTICAS FISICOQUIMICAS.

API a t Obs API a 60°F %BS&W SAL (Lb/ 1000Bbls)

Factor de corección FCV = 4

Tabla 6A

GSV = 5 = 3 x 4

NSV = 5 x (1-%BS&W/100)

OBSERVACIONES: _______________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

FIRMAS DE LOS REPRESENTANTES

BOLETA DE FISCALIZACION

PLUSPETROL NORTE S.A.

N° :

LUGAR: N° DE TANQUE:

FECHA: HORA:

pies pulgadas 1/8" de pulgada

Nivel Liquido: TOV = 1

Agua libre : FW = 2

GOV = 3=1-2

Temperatura:

Tem. AVG:

CARACTERISTICAS FISICOQUIMICAS.

API a t Obs API a 60°F %BS&W SAL (Lb/ 1000Bbls)

Factor de corección FCV = 4

Tabla 6A

GSV = 5 = 3 x 4

NSV = 5 x (1-%BS&W/100)

OBSERVACIONES: _______________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

FIRMAS DE LOS REPRESENTANTES

BOLETA DE FISCALIZACION

PLUSPETROL NORTE S.A.

API

ERRORES EN UNA FISCALIZACIÓN MANUAL


TK Crudo

VOL. RECIBIDO VARIACION

Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %

Nivel 31-0-2 49-10-4

Corte de Agua 0-2-3 0-3-2

74,129.52 119,349.57 45,220.05

TOV

Agua libre 330.48 434.84

GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69

°API 18.5 19.0

Temp. Tk (°F) 84.0 84.5

FCV 0.9908 0.9905

GSV 73,120.09 117,785.04 44,664.96

BSW (%) 0.10 0.15

NSV 73,046.97 117,608.37 44,561.40

ANALISIS DE ERRORES EN FISCALIZACIONES MANUALES (AFORO)

RECEPCION DE PETROLEO CRUDO

RECEPCION Detalle


TK Crudo



Nivel 31-0-3 49-10-3


74,154.51 119,324.59 45,170.09 -49.97 -0.11

TOV

Agua libre 330.48 434.84

GOV 73,824.03 118,889.75 45,065.73 -49.97 -0.11

°API 18.5 19.0

Temp. Tk (°F) 84.5 85.0

FCV 0.9906 0.9903

GSV 73,130.08 117,736.52 44,606.44 -58.51 -0.13

BSW (%) 0.10 0.15

NSV 73,056.95 117,559.92 44,502.97 -58.43 -0.13

Detalle

ERROR DE 1/8" EN NIVEL DE CRUDO

RECEPCION


TK Crudo



Nivel 31-0-2 49-10-4


74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00

TOV

Agua libre 305.90 459.42

GOV 73,823.62 118,890.15 45,066.53 -49.16 -0.11

°API 18.5 19.0

Temp. Tk (°F) 84.0 84.5

FCV 0.9908 0.9905

GSV 73,144.44 117,760.70 44,616.25 -48.70 -0.11

BSW (%) 0.10 0.15

NSV 73,071.30 117,584.06 44,512.76 -48.64 -0.11

ERROR DE 1/8" EN EL CORTE DE AGUA

RECEPCION Detalle

II.1.1 METODO MANUAL

TK Crudo



Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %


74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00

TOV

Agua libre 330.48 434.84

GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00

°API 18.5 19.0

Temp. Tk (°F) 83.0 85.5

FCV 0.9911 0.9901

GSV 73,142.23 117,737.48 44,595.25 -69.71 -0.16

BSW (%) 0.10 0.15

NSV 73,069.09 117,560.87 44,491.79 -69.61 -0.16

Detalle

ERROR EN 1 °F

RECEPCION


TK Crudo



Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %


74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00

TOV

Agua libre 330.48 434.84

GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00

°API 17.5 20.0

Temp. Tk (°F) 84.0 84.5

FCV 0.9909 0.9904

GSV 73,127.47 117,773.15 44,645.68 -19.27 -0.04

BSW (%) 0.10 0.15

NSV 73,054.34 117,596.49 44,542.15 -19.25 -0.04

ERROR EN 1 °API

DetalleRECEPCION


TK Crudo



Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %


74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00

TOV

Agua libre 330.48 434.84

GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00

°API 18.5 19.0

Temp. Tk (°F) 84.0 84.5

FCV 0.9908 0.9905

GSV 73,120.09 117,785.04 44,664.96 0.00 0.00

BSW (%) 0.05 0.20

NSV 73,083.53 117,549.47 44,465.95 -95.45 -0.21

ERROR EN 0.05% DE BS&W

DetalleRECEPCION


TK Crudo



Nivel 31-0-3 49-10-3 Bls. Bls %


74,154.51 119,324.59 45,170.09 -49.97 -0.11

TOV

Agua libre 305.90 459.42

GOV 73,848.61 118,865.17 45,016.57 -99.13 -0.22

°API 17.5 20.0

Temp. Tk (°F) 83.0 85.5

FCV 0.9913 0.9900

GSV 73,206.13 117,676.52 44,470.40 -194.56 -0.44

BSW (%) 0.05 0.20

NSV 73,169.52 117,441.17 44,271.65 -289.75 -0.65

RECEPCION DEL ONPDetalle

ERROR EN TODAS LAS MEDICIONES


Tanque Crudo

DISTRIBUCION DEL POSIBLE ERROR Vol. (Bls) ( % )

ERROR EN SONDA ( 1/8" ) -58.43 -0.13

ERROR EN CORTE DE AGUA ( 1/8" ) -48.64 -0.11

ERROR EN TEMPERATURA ( 1°F ) -69.61 -0.16

ERROR EN GRAVEDAD API ( 1°API ) -19.25 -0.04

ERROR EN BSW ( 0.05 % ) -95.45 -0.21

MAXIMO ERROR PROBABLE (1 TK) -291.38 -0.65

EN UNA OPERACIÓN ANUAL :Se recibe en el Pto. Fiscalización. un Volumen anual aprox de : 4,745,000.00 Bls

De recibir cada Tk aprox 50,000 Bls, entonces los Tks a moverse seran : 94.9 al Año

M edida inicial y final 189.8

En el peor de los casos se tendria un (%)

ERROR acumulativo máximo de recepción (Bbls): -54,994.84 al Año -1.16

ANALISIS DE ERRORES EN OPERACIONES DE MEDICION

II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA

UNIDADES LACT (The Lease Automatic Custody Transfer)

• Registra el volumen trasferido

• Monitorea

• Rechaza

• Trasmite información

Partes principales:

• Medidor

• Probador

• Muestreador

• Una unidad de rechazo


TIPOS DE MEDIDORES

a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO

b.- MEDIDOR DE TURBINA

c.- MEDIDOR MASICO (CORIOLIS)

d.- MEDIDOR DE ULTRASONICO (aún no operativo en el Perú)

a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO MPMS 5.2

Un medidor de desplazamiento positivo es un dispositivo de medición de flujo

que separa el líquido en volúmenes discretos y los cuenta separadamente.

PARTES:

- LA CAJA

- ELEMENTOS DE MEDICIÓN INTERNA

- ACCESORIOS MÓVILES.




Ventajas

Exactitud.

Miden líquidos viscosos.

No requieren de potencia exterior.

Son capaces de medir hasta volúmenes muy pequeños.

Operación y diseño simple.

Desventajas

Pueden ser dañados por agitación del flujo.

Costoso para medición de caudales grandes.

Susceptibles a la corrosión y erosión.

Requieren de un filtro

Si el medidor es golpeado podría alterar la medición.

Requiere de mayor mantenimiento.


b.- MEDIDOR DE TURBINA MPMS 5.3

Consiste de un juego de paletas o aspas acopladas a un eje, las cuales giran

cuando pasa un fluido a través de ellas. La velocidad a la cual giran estas aspas es

proporcional a la velocidad del flujo

PARTES:

- LA CAJA.

- ENSAMBLAJE INTERNO.

- ENSAMBLAJE DEL RECEPTOR DE PULSOS.



El fluido que pasa produce un movimiento de rotación (velocidad tangencial proporcional al

régimen de flujo), debido al giro de un rotor, la turbina genera pulsos electromagnéticos que

los toma un contómetro ubicado en el sitio de medición o en el tablero de control.



Ventajas

• Exactitud.

• Amplio rango de medición.

• Ocupa un espacio pequeño y pesa poco.

• Duración de las partes internas.

• Amplio rango de temperatura y presión.

Desventajas

• Necesita de ciertas condiciones de flujo.

• A veces requieren de una válvula de contrapresión para prevenir cavitación.

• No recomendable para medir líquidos de alta viscosidad.

• Sensible a fallas.

• Necesidad de un filtro.

• Sensible a los cambios de viscosidad para crudos viscosos


c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6

La medición del flujo másico por el efecto Coriolis, también conocido como medición

directa o dinámica, da una señal directamente proporcional al caudal másico y

teóricamente es independiente de las propiedades del producto como conductividad,

presión, viscosidad o temperatura.

PARTES:

- ELEMENTO PRIMARIO

- EQUIPOS SECUNDARIOS

- EQUIPO ACCESORIOS

II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6

- Una bobina impulsora hace vibrar los (dos) tubos, sometiéndolos a un movimiento oscilatorio de

rotación alrededor del eje O-O’. Vibran a la frecuencia de resonancia.

- Los 2 detectores electromagnéticos inducen corrientes eléctricas de forma senoidal, que están en fase si no circula fluido.

- El flujo atraviesa (dos) tubos en forma de U, estando sometido a una velocidad lineal "V" y una velocidad angular "ω" de rotación alrededor de O-O’, por lo que sufre una aceleración de Coriolis de valor a = 2ω x V

- La fuerza ejercida sobre el fluido como consecuencia de la aceleración cambia de signo con "V", por lo que se genera un par de fuerzas que produce una torsión de los tubos alrededor del eje R-R'.

- La torsión alrededor del eje R-R’ produce un desfase de tiempo entre las corrientes inducidas por los detectores electromagnéticos, que es proporcional al par de fuerzas ejercido sobre los tubos, y por tanto a la masa que circula por ellos.

-

MEDIDA DE LA DENSIDAD

El ensamblaje de la masa del tubo, consta de dos partes, la masa del tubo y la masa

del fluido que pasa por el tubo

Para una forma dada del tubo y el material de construcción, la densidad del fluido se

determina por la medición de la frecuencia resonante


c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6

II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES API MPMS Cap 4

PROBADORES

Los probadores son equipos que tienen un volumen calibrado y certificado, el cual se

utiliza como patrón para calibrar medidores de flujo.

II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES

MEDIDOR N° : 1 N° DE REPORTE : 308-332

N° PRUEBAS : 25 MES

PTO DE FISCALIZACION TIPO DE MEDIDOR : DESPLAZAMIENTO POSITIVO AÑO

REP FECHA F.PREVIO FACTOR REPROD (%)

308 09-nov-11 - 1.0009 -

309 09-nov-11 1.0009 1.0009 0.00

310 09-nov-11 1.0009 1.0009 0.00

311 09-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01

312 09-nov-11 1.0008 1.0008 0.00

313 10-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01

314 11-nov-11 1.0007 1.0008 0.01

315 12-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01

316 13-nov-11 1.0007 1.0009 0.02

317 14-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01

318 15-nov-11 1.0008 1.0008 0.00

319 16-nov-11 1.0008 1.0010 0.02

320 17-nov-11 1.0010 1.0007 -0.03

321 18-nov-11 1.0007 1.0009 0.02

322 19-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01

323 20-nov-11 1.0008 1.0009 0.01

324 21-nov-11 1.0009 1.0010 0.01

325 22-nov-11 1.0010 1.0008 -0.02

326 23-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01

327 24-nov-11 1.0007 1.0007 0.00

328 25-nov-11 1.0007 1.0006 -0.01

329 26-nov-11 1.0006 1.0009 0.03

330 27-nov-11 1.0009 1.0007 -0.02

331 28-nov-11 1.0007 1.0009 0.02

332 29-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01

Nº PRUEBAS 25

PROMEDIO 1.0008

DESVIACION ESTANDAR 0.000103

DESV.MAXIMA 1.0011

DESV.MINIMA 1.0005

CARTA DEL MEDIDOR

CONTRATISTA

LOTE

1.0004

1.0006

1.0008

1.0010

1.0012

308

309

310

311

312

313

314

315

316

317

318

319

320

321

322

323

324

325

326

327

328

329

330

331

332

FA

CT

OR

ES

Nº REPORTE

CARTA DE CONTROL

MAXIMO1.0011

PROMEDIO1.0008

MINIMO1.0005

II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES

II.1.4 MUESTREO AUTOMATICO - ASTM D4177 MPMS Chapter 8.2

El muestreo automático es requerido para la determinación de las propiedades físico químicas, el cual es usado para obtener el volumen neto.

La ubicación de la toma de muestra

debe de colocarse en la región

mostrada en la figura:

II.1.4 MUESTREO AUTOMATICO

II.2 HIDROCARBUROS GASEOSOS

Nuestro País ha experimentado un cambio de su matriz energética estos últimos

años, con el descubrimiento principalmente de CAMISEA, por lo que trajo consigo

que nuestra industria gasífera iniciara una trasformación, también en el ámbito de las

mediciones fiscales que tradicionalmente se usaban medidores de placa de orificio

en los campos del Nor Oeste, en Camisea se inició el uso de medidores

Ultrasónicos que ha significado un avance en la tecnología y la disminución de la

incertidumbre de la medición del GN.

La medida, muestreo y análisis, son las tres condiciones principales para tener un

valor correcto en la compra/venta del gas.

II.2.1 MEDIDORES DE PLACA DE ORIFICIO AGA 3

El medidor de orificio actualmente sigue siendo uno de los instrumentos mas usados

para medir el volumen de gas producido bajo las condiciones de operación. Los

rangos de medición deben adecuarse a la variación de la presión y cambio de platos

de orificio.

II.2.1 MEDIDORES DE PLACA DE ORIFICIO

El cálculo del volumen de gas que pasa por un medidor de orificio se calcula haciendo uso de la siguiente ecuación:

donde:

Q = caudal de flujo en ft³/hr a condiciones estándar de presión y temperatura.

C’= constante de orificio (que se explicará después).

hw= presión diferencial en pulgadas de agua.

Pf= presión estática en psia (presión absoluta).

Fb = factor de orificio.

Fr = factor número de Reynolds.

Y = factor de expansión (relación factor beta a presión dif/estática).

Fpb = factor de presión con respecto a la presión base.

Ftb = factor de temperatura con respecto a la temperatura base.

Ftf = factor de temperatura fluente con respecto a la temperatura base.

Fg = factor de gravedad específica con respecto a la gravedad = 1.0

Fpu = factor de super comprensibilidad.

Fm = factor del manómetro (sólo para medidores de mercurio).

____

Q = C’ hw*Pf

C’ = Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm

II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS - AGA 9

En la actualidad este tipo de medidor es lo ultimo en tecnología en el campo de la

medición de gas,

Usa el principio del tiempo de tránsito; que consiste en medir la diferencia entre el tiempo

que le toma a dos señales atravesar una misma distancia, en ambos sentidos utilizando

como medio un fluido. Si el caudal del fluido es nulo, los tiempos serán iguales, pero

cuando hay flujo los tiempos serán diferentes, ya que las velocidades de las señales

serán afectadas por la del fluido cuyo caudal se desea determinar; esta diferencia de

tiempo más el conocimiento sobre la geometría del cuerpo del medidor y la velocidad del

sonido en el medio permiten evaluar la velocidad del fluido y por ende el caudal.

II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS


Estabilidad comprobada a largo plazo

• Confiabilidad comprobada en el campo

• Sin obstrucciones de línea

• Sin caídas de presión

• Sin partes móviles

• Mantenimiento mínimo

• Medición bi-direccional

• Transductores extraíbles

• Sistema electrónico completamente digital

• Auto-diagnóstico extensivo

• Reporte con alarma inmediato

• Análisis de flujo continuo


Software de diagnostico

Debe guardar el registro de forma de

onda para cada ruta de acceso: A, B,

C, D Esta es la forma de onda de partida

"huellas digitales“ del medidor nuevo

y limpio.

” MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ”

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