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MANUAL DE SUPERVISIÓN PARA LA MEDICIÓN Y FISCALIZACIÓN DE

HIDROCARBUROS

INTRODUCCIÓN

El objetivo del Supervisor de la fiscalización, es conocer los volúmenes fiscalizados sujetos a regalías o retribución y transporte de los contratistas de PERUPETRO S.A.; para que sean informados a sus principales. Adicional a esto, los informes de campo de los Supervisores son de alta importancia para la toma de decisiones ú otras medidas de carácter Técnico y de Gestión. Por lo anterior la unificación de conceptos y términos contenidos en este Manual son de alta importancia, dado su uso cotidiano en sus actividades de Supervisión. Este Manual no pretende cubrir todos los tópicos contenidos en él como definitivos, si no más bien como una base introductoria para el desarrollo de estos temas en la capacitación de los Supervisores. ANTECEDENTES LEGALES Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos en el Perú son llevadas a cabo por compañías petroleras privadas, las mismas que tienen contratos suscritos con PERUPETRO S.A. al amparo de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley No 26221. De acuerdo a nuestro ordenamiento legal, los hidrocarburos "in situ" son de propiedad del Estado. El estado otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos para que pueda celebrar contratos de exploración y explotación o explotación de éstos, en los términos que establece el Artículo 8, Ley Orgánica de Hidrocarburos No 26221. Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos se pueden realizar bajo las formas contractuales siguientes de conformidad al Artículo 10, Ley Orgánica de Hidrocarburos No 26221.

a Contrato de Licencia, es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el contratista y por el cual éste obtiene la autorización para explorar y explotar o explotar hidrocarburos en el área de contrato; en mérito del cual PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos al contratista quien debe pagar una regalía al Estado.

b Contrato de Servicios, es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el

contratista, para que este ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en el área de contrato, recibiendo el contratista una retribución en función de la producción fiscalizada de hidrocarburos.

c Otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de

Energía y Minas.

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CAPITULO 01 CALIDAD 1.1 DEFINICIÓN DE CALIDAD CALIDAD viene de QUALITAS “Es la propiedad o conjunto de propiedades inherentes a alguna cosa, que permite apreciarla como igual, mejor o peor que las restantes de su especie”. LA ISO DEFINE LA CALIDAD COMO: “La totalidad de los rasgos y características de un producto, proceso o servicio que inciden en su capacidad de satisfacer necesidades reguladas o implícitas” La Calidad podemos clasificarlas básicamente en dos Niveles: Nivel 1 La Calidad es una manera simple de producir bienes o entregar servicios cuyas características medibles satisfacen un determinado conjunto de especificaciones que están numéricamente definidas. Nivel 2 La Calidad independiente de cualquiera de sus características medibles, es aquella que satisface las necesidades de los clientes de uso o de consumo. Ejemplo 1 Cuando se supervisa la fiscalización de Crudo, en el punto de fiscalización, aplicando las normas correspondientes al API, ASTM y metrológicas, se efectúa un control de Calidad de nivel 1. Ejemplo 2 Cuando se reporta las cantidades fiscalizadas oportunamente a PERUPETRO S.A. Gerencia de Contratos (CONT), para sus controles diarios, nos estamos refiriendo a satisfacer un requerimiento de Calidad de Nivel 2. 1.2 DEFINICIÓN SISTEMA “SISTEMA es un TODO que no puede ser dividido en partes ó subgrupos independientes” Si se retira una parte del todo afecta el funcionamiento del sistema, y por otro lado cualquier parte por si sola no puede efectuar lo que realiza TODO el Sistema. El desempeño de un sistema no es igual a la suma del desempeño de sus partes puestas juntas, sino a la suma de sus interacciones. Por ejemplo En un sistema de Fiscalización, una mala medición tiene efecto sobre la boleta de reporte de fiscalización. Y por otro lado la sola acción del supervisor no puede sustituir al sistema de fiscalización. 1.3 DEFINICIÓN DE PROCESO “Es el conjunto de Actividades mutuamente relacionadas o que interactúan, las cuales transforman elementos de entrada en resultados” (ISO 9000:2000)

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Los elementos de entrada para un proceso son generalmente el resultado de otros procesos. Los procesos se dan al interior de un Sistema de Calidad. “Los procesos de una Organización son generalmente planificados y puestos en practica bajo condiciones controladas para aportar valor” (ISO 9000:2000) Por ejemplo para la Supervisión de la Fiscalización es todo un Proceso desde las mediciones primeras hasta la emisión de la boleta de fiscalización. Este Proceso esta conformado por otros procesos como son: a. El proceso de toma de muestra, b. El proceso de determinación del API, c. El proceso de la determinación del BSW, d. El proceso de medición mediante la unidad Lact, e. Proceso de conciliación de cantidades y emisión de la Boleta de fiscalización, etc... También podemos observar que la muestra resultado del punto a, es el dato de ingreso para los puntos b y c. Así mismo el API del punto b, el BSW del punto c y la medición mediante la unidad Lact punto d son datos de ingreso para la emisión de la boleta de fiscalización, punto e.

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1.4 AUDITORÍAS DE CALIDAD “Es un Proceso Sistemático, Independiente y Documentado para obtener evidencias de la auditoría y evaluarlas de manera objetiva con el fin de determinar la extensión en que cumplen los criterios de auditorías” (ISO 9000:2000) La evidencia objetiva son los datos que respaldan la existencia o veracidad de algo. Esta puede obtenerse por medio de la observación, medición, ensayo/prueba u otros medios. Propósitos de la Auditoría: a. Determinar la conformidad de las actividades con las normas, manuales, procedimientos, etc. b. Determinar efectividad. c. Proveer oportunidades de mejora. d. Cumplir requisitos reguladores. (Legales). e. Para Certificación. Este tipo de auditoría evalúa el cumplimiento de la Norma (ISO 9000:2000) y uso de los Manuales de la empresa, Procedimientos, Instructivos, etc. Es decir el Sistema de Calidad de la Empresa, cualquiera este sea. 1.5 Las auditorías de Calidad las efectúan Auditores Capacitados. Estos pueden ser: Auditores Internos si pertenecen a la Empresa, ó Auditores Externos si no pertenecen a ésta. Las Auditorías deben ser efectuadas por personal independiente al área a ser auditada. Los Hallazgos de las Auditorías se dan en CONFORMIDAD y NO CONFORMIDAD con el cumplimiento de los requisitos especificados en las normas, manuales, procedimientos e instructivos. Por definición: “No conformidad: incumplimiento con los requisitos especificados. (ISO 9000:2000)” Las No Conformidades Generan Acciones Correctivas, las cuales conllevan acciones de seguimiento por el Auditor hasta su levantamiento. Por ejemplo: Escenario Producción Planta de Almacenamiento de combustibles. Procedimiento ASTM D 1298/10.5 …Si esta temperatura difiere de la tomada previamente en más de 1ºC, repita las observaciones del hidrómetro y el termómetro hasta que las temperaturas estén dentro de 1ºC. Si en campo el auditor observa que solo se toma una temperatura, es obvio que respecto al procedimiento esta es una no conformidad.

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Importante de Considerar a. Las No Conformidades son una Oportunidad de Mejora. Cuando se detecta que las cosas correctas se hacen mal esta es una oportunidad para aprender, y nos conduce a la eficacia. b. Todo Sistema es Dinámico en el Tiempo. c. El Único Sistema de Calidad que no Cambia ó no necesita adecuarse, es el de la Empresa que ya no Existe” Las No conformidades surgen cuando se detecta: a. Evidencia objetiva de las diferencias entre los manuales de operación y gestión en uso y los procedimientos del criterio de auditoría. b. Diferencias entre procesos especificados y prácticas de trabajo. c. Falta de evidencias de la implementación de cláusulas del manual de calidad. d. Falta de evidencias para demostrar la continua implementación del sistema.

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CAPITULO 02 METROLOGÍA 2.1 DEFINICIÓN DE METROLOGÍA Etimológicamente deriva del griego: metros = medida, y logos = tratado Este concepto es tan antiguo como el ser humano y se relaciona con el: “tengo nada”, “tengo algo”, “tengo mucho”; expresiones que reflejan una comparación muy primitiva, presente hasta la actualidad. Metrología es la rama de la ciencia que sustenta y brinda apoyo a todas las demás ciencias. Actualmente decimos que: Metrología es la ciencia de las mediciones. Y medir es comparar algo contra una unidad que se toma como base referencial. Antiguamente habían sistemas de medida que cambiaban de pueblo en pueblo, actualmente con la globalización del comercio mundial la tendencia es a usar sistemas de medición aceptadas internacionalmente, para lo cual se tienen patrones trazables mundialmente y cada país mantiene una estructura de patrones adecuados para esta labor. Actualmente la base para el comercio son las medidas y unidades, aceptadas mundialmente. 2.2 METROLOGÍA LEGAL Cualquier actividad de la vida organizada de los seres humanos se realiza bajo las normas del Derecho. Cabe apuntar que las relaciones humanas en gran parte son de intercambio y de hecho implican mediciones; por ello la aplicación del Derecho en algunos aspectos legales del intercambio es materia de la especialidad conocida como Metrología Legal. La Metrología Legal ejerce su acción asegurando el acceso a patrones adecuados para las unidades de base, además de verificar que los instrumentos del comercio diario y los procedimientos de medición en uso sean correctos, y comprobar resultados de mediciones cuando esté en juego el interés público. Estas acciones pueden ser ejecutadas directamente por una entidad de Metrología Legal o ser parcialmente delegadas dentro de un sistema nacional de metrología y acreditación. La Metrología Legal esta directamente relacionada con las transacciones comerciales y busca garantizar, a todo nivel, que el cliente que compra algo reciba la cantidad efectivamente pactada. 2.3 METROLOGÍA INDUSTRIAL Está relacionada con la aplicación a nivel nacional de los patrones en el comercio y en la industria y se relaciona con la industria manufacturera; persigue promover en

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la industria manufacturera y de servicios la competitividad a través de la permanente mejora de las mediciones que inciden en la calidad. 2.4 METROLOGÍA 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. 2.5 IMPORTANCIA DE LA METROLOGÍA Para el gobierno el poder verificar mediciones correctas, en el ámbito de las empresas y a favor de la población en general es de fundamental importancia. Principalmente su labor es ayudar a ordenar y facilitar las transacciones comerciales. A menudo las cantidades y las características de un producto son resultado de un contrato entre el cliente (consumidor) y el proveedor (productor); las mediciones facilitan este proceso y por ende inciden en la calidad de vida de la población, protegiendo al consumidor, ayudando a preservar el medio ambiente y contribuyendo a usar racionalmente los recursos naturales. Las actividades relacionadas con la Metrología en el Perú son responsabilidad del INDECOPI y, según su función se encarga de la Metrología Legal, Industrial, ó Científica, dependiendo de su aplicación. Actualmente, con la dinamización del comercio a nivel mundial, la Metrología adquiere mayor importancia haciendo énfasis en la relación que existe entre ella y la calidad; entre las mediciones y el control de la calidad; la calibración, la acreditación de laboratorios, la trazabilidad y la certificación. La Metrología es el núcleo central básico que permite el ordenamiento de estas funciones y su operación coherente las ordena con el objetivo final de mejorar y garantizar la calidad de producto. Cuando se efectúa mal los Procedimientos Correctamente diseñados se tiene una oportunidad para mejorar, y esto nos conduce a la eficacia y servicios. A nivel internacional, con la apertura comercial a nivel mundial, la Metrología adquiere mayor importancia; en el Hemisferio Occidental, Organismos Nacionales de Metrología de 34 países, se han asociado para formar el Sistema Interamericano de Metrología denominado SIM. El SIM trabaja y se coordina en base a 5 sub-regiones que responden a los 5 bloques económico-comerciales más importantes del Hemisferio Occidental. Los bloques de actividades metrológicas son: NORAMET (Norte América), CAMET (Centro América), CARIMET (Caribe), ANDIMET (Grupo Andino) y SURAMET (América del Sur). Mensurado Se le llama así al objeto sujeto de medición.

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CAPITULO 03 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD DE LAS MEDICIONES 3.1 TRAZABILIDAD Es la propiedad de una medición o del valor de un patrón, de estar relacionado a referencias establecidas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por medio de una cadena contínua de comparaciones, todas ellas con incertidumbres establecidas. Dicho en forma simple, los instrumentos de medición en campo se evalúan contra patrones de trabajo para determinar que estén correctos dentro de límites aceptables; estos patrones de trabajo se evalúan contra patrones nacionales que rigen a nivel nacional y que, a su vez, son evaluados contra patrones internacionales para asegurar que las mediciones tengan validez internacional. A lo largo de toda esta cadena se determinan y documentan las condiciones y características encontradas. 3.2 PATRÓN MUNDIAL Es la medida mundialmente aceptada como verdadera. Por ejemplo el termómetro patrón mundial se encuentra en Alemania, este esta documentado desde la primera parte del Siglo XX, y se le conoce su precisión. 3.3 PATRÓN NACIONAL Es la mejor medida con la que cuenta un país. El INDECOPI es el ente gubernamental encargado del uso y mantenimiento de los Patrones Nacionales. 3.4 PATRÓN DE TRABAJO Es un instrumento trazable al patrón nacional. Es la mejor medida con la que cuenta la empresa. Sirve para verificar los instrumentos de campo y mantener la trazabilidad de estos. 3.5 PATRÓN DE TRABAJO SECUNDARIO Dado que el uso rutinario de un patrón de trabajo hace que este pueda sufrir algún accidente ó varíe en su precisión por uso perdiendo vigencia su certificado de Calibración; es que se genera un Patrón Secundario a Partir del Patrón de Trabajo. Este Patrón Secundario es el que se usa rutinariamente y periódicamente se verifica contra el Patrón de Trabajo. De esta manera se extiende la vida útil del Patrón de Trabajo. Por ejemplo Se puede tener una huincha de 70 pies como Patrón de Trabajo, y con esta generar una huincha secundaria para verificar las huinchas de campo cada 15 días ó en caso de duda. 3.6 CONSERVACIÓN DE UN PATRÓN DE MEDICIÓN Es el conjunto de operaciones necesarias para preservar las características metrológicas de un patrón de medición dentro los límites apropiados El conjunto de operaciones incluye definir: el periodo de calibración, almacenamiento bajo condiciones apropiadas y cuidados durante el uso.

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3.7 CALIBRACIÓN Es la comparación de un patrón instrumento de medición de exactitud elevada y conocida, con otro patrón o instrumento, para detectar, reportar ó eliminar por ajuste cualquier variación del instrumento que es comparado. Debe resaltarse que la documentación de la Calibración es de gran importancia porque esta garantiza la trazabilidad del patrón o instrumento de medición. Nota: Ver Certificado Calibración Adjunto. 3.8 VERIFICACIÓN POR COMPARACIÓN Es la verificación de un instrumento de campo con uno de similar exactitud que tiene Certificado de Calibración y que se usa como Patrón de Trabajo. Nota: Ver Informe de Calibración Adjunto. 3.9 USO DE LOS CERTIFICADOS DE CALIBRACIÓN Los certificados de Calibración solo se emiten cuando los instrumentos están dentro de los parámetros establecidos para este tipo de instrumento. Por ejemplo, un termómetro ASTM 12F usado en la prueba ASTM D1298/API 9.1 tiene según la ASTM una tolerancia de ±0.5ºF; si en la calibración esta tolerancia no es excedida por la desviación del instrumento se extiende el Certificado de Calibración.

El certificado de Calibración debe consignar: 1. Los datos para identificar inequívocamente el instrumento de medición, nº

de serie, marca, código, tipo, modelo, etc. 2. También debe consignar los errores en diversos puntos del intervalo de

medición en los que esta calibrado. 3. Cada valor calibrado debe estar acompañado de la incertidumbre

correspondiente. 4. Método o Norma usado en la Calibración. 5. Información de los Patrones de referencia. 6. El Certificado debe consignar claramente numerado y visado con firmas y

sello correspondiente. Cuando se tiene un instrumento con certificado, es decir dentro de la tolerancia del instrumento, es aceptable reportar, sin aplicar los errores, directamente la lectura del instrumento, salvo se use el instrumento certificado como patrón para verificar los instrumentos de campo donde es conveniente aplicar los errores del certificado. 3.10 USO DE LOS INFORMES DE CALIBRACIÓN Los Informes de Calibración se emiten cuando los instrumentos no cumplen con los parámetros establecidos para este tipo de instrumento. Por ejemplo, un termómetro ASTM 12F usado en la prueba ASTM D1298/API 9.1 tiene según la ASTM una tolerancia de ±0.5ºF; si en la Calibración esta tolerancia es excedida por la desviación del instrumento se extiende el Informe de Calibración.

El Informe de Calibración debe consignar: 1. Los datos para identificar inequívocamente el instrumento de medición, nº

de serie, marca, código, tipo, modelo, etc.

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2. También debe consignar los errores en diversos puntos del intervalo de medición en los que esta calibrado.

3. Cada valor calibrado debe estar acompañado de la incertidumbre correspondiente.

4. Método o Norma usado en la Calibración. 5. Información de los Patrones de referencia. 6. El Informe Certificado debe consignar claramente el nombre INFORME DE

CALIBRACIÓN, numerado y visado con firmas y sello correspondiente. Cuando se tiene un instrumento con Informe de calibración, es decir excede la tolerancia del instrumento, es aceptable reportar, si se aplican los errores. No se debe reportar directamente la lectura del instrumento, tampoco debe usarse como patrón para verificar los instrumentos de campo. 3.11 ESTANDARIZADORES Son materiales de referencia de característica medible ya conocida. Al probar el estandarizador permite hacer los ajustes necesarios para replicar la característica conocida del estándar; de esta manera aseguramos el equipo reporte medidas certeras. Por Ejemplo: La solución estándar que es blanco usado en la prueba para determinar el contenido de Sales en Crudo ASTM D 3230. 3.12 MATERIAL DE REFERENCIA CERTIFICADO (MRC) Material o sustancia, acompañado de un certificado, del cual una ó mas de sus valores propios son certificados por un procedimiento que establece la trazabilidad para una realización de una calibración exacta de la(s) unidad (es). Este material de referencia puede ser una sustancia pura o mezclada y puede ser: gas, líquido ó sólido. Por Ejemplo: el Gas Patrón (de composición certificada) para calibrar los Cromatógrafos de Gas Natural en Línea. 3.13 ERROR Los errores son inevitables en los procesos de medición, por lo que es necesario tenerlos en cuenta para poder reducirlos y compensar su efecto. Se denomina error absoluto a la diferencia algebraica entre el valor resultante de una medición y el valor convencionalmente verdadero. Error Absoluto = Valor medido – Valor convencionalmente verdadero e = X medido – X convencionalmente verdadero Los errores sistemáticos deben ser eliminados o reducidos al máximo, lo que queda de estos errores sistemáticos se llama error remanente. Los errores remanentes mas lo errores aleatorios forman parte de la Incertidumbre de la medición.

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3.14 INCERTIDUMBRE DE LAS MEDICIONES La incertidumbre es el parámetro que caracteriza el intervalo de valores dentro del cuál se espera esté el valor de la cantidad que se mide. La Incertidumbre de la Medida se estima por cálculos y se denota por ΔU. El valor real de la medida se encuentra en el intervalo: X real Є (X medio – ΔU , X medio + ΔU) Gráficamente se representa este Rango de la siguiente forma: X medio - ΔU X real X medio + ΔU X medio se encuentra en el punto medio del intervalo. Por ello, el resultado de una medida se escribe en la forma: X real = X medio ± ΔU 3.15 EXACTITUD DE LA MEDICIÓN Es la proximidad de concordancia entre el resultado de una medición y el valor asumido como verdadero.

1. El concepto exactitud es cualitativo. 2. El término de precisión no debe ser utilizado por exactitud.

3.16 PRECISIÓN EN LA MEDICIÓN. Es el grado de concordancia entre los resultados de los ensayos independientes obtenidos en las condiciones prescritas por las normas en uso (ISO Guide 30:1992). Actualmente el concepto precisión ha sido sustituido por los de repetibilidad y Reproducibilidad. 3.17 REPETIBILIDAD (r) Es la diferencia entre los resultados de pruebas sucesivas, obtenidas por el mismo operador en el mismo equipo con idéntico material de prueba bajo condiciones de operación continua. 3.18 REPRODUCIBILIDAD (R) Es la diferencia entre dos resultados únicos e independientes, obtenidos por diferentes operadores trabajando en diferentes laboratorios sobre idéntico material de prueba.

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Resultados en repetibilidad Resultados exactos

(Precisos) 3.19 DEFINICIÓN DE CARTAS DE CONTROL DE SHEWHART Las Cartas de Control de Shewhart son series de tiempo estadísticas, en las que se registra gráficamente el comportamiento de la variable de interés del proceso a través del tiempo. 3.20 CARTAS DE CONTROL USO Y APLICACIÓN Las Cartas de Control de Shewhart tienen uso práctico para monitorear el comportamiento de los equipos de medición. El criterio es el siguiente, todo equipo perteneciente a un sistema de medición ejecuta el proceso de funcionamiento y obtiene un resultado ó producto. Durante el funcionamiento de un equipo existen variaciones de dos tipos sistemáticas y aleatorias.

1. Las variaciones sistemáticas, que conllevan en sí errores sistemáticos, se deben controlar estadísticamente y de ser posible eliminarlas. 2. En cuanto a las variaciones aleatorias, que conllevan en sí errores aleatorios, dada su naturaleza son las únicas que son parte inherente de todo el proceso durante el funcionamiento correcto del equipo.

Se dice que el proceso es estable ó bajo control estadístico cuando se tiene solo variaciones del tipo aleatorias. Y, se dice que el proceso es inestable ó fuera de control estadístico cuando se tiene no solo variaciones del tipo aleatorio sino también sistemáticas. Las variaciones pueden deberse a:

1. Causas Comunes que son parte del proceso, las que presentan grafica aleatoria.

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2. Causas Especiales ó asignables que no son parte del proceso, en las que la grafica presenta un patrón de comportamiento.

Casos Referenciales De Pérdida De Aleatoriedad De Las Mediciones

Debe evitarse confundir las causas comunes con las especiales, para esto es útil el uso de las Cartas de Control. Lo principal en el uso de las Cartas de Control del Proceso, es determinar ante las variaciones, cuando se interviene el equipo y cuando no. 3.21 LIMITES DE CONTROL En las Cartas de Control se calculan valores con los que se grafica los llamados Limites de Control que son la frontera entre las causas comunes y las causas especiales. La intención de Shewhart al desarrollar estos limites de control (±3σ) fue minimizar el costo de confundir las causas comunes con las especiales.

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Limites de las Cartas de Control

Cuando todos los datos están dentro los límites de control y su distribución es aleatoria, se adopta el criterio que el proceso es estable desde el punto de vista estadístico; es decir tiene variación controlada dentro los limites. Si hay datos fuera de los límites de control ó si su distribución no es aleatoria, el criterio es que el proceso tiene causas especiales de variación, evaluar las causas especiales de variabilidad, se toman las medidas para estabilizar el proceso, lo cual no significa que estamos mejorando el proceso, sino que tan solo dejarlo como debería haber estado siempre.

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Capitulo 04 CALIBRACIÓN DE LOS EQUIPOS DE CAMPO: 4.1 HUINCHAS Una huincha es un instrumento que sirve para medir alturas por comparación de longitudes. La huincha consta de una cinta de acero, resistente a la corrosión y con un coeficiente de expansión similar al acero del tanque, y una plomada que por lo general es de bronce, ambas graduadas en la misma escala, las que pueden ser en: a metros y milímetros, b pies, pulgadas y octavos de pulgada, ó

c pies, pulgadas y decimos de pulgada, este ultimo de uso menos frecuente en nuestro medio.

Además consta de una carcaza en la que se envuelve la cinta de acero, y una línea con grapa para hacer tierra y evitar problemas con la electricidad estática que podría producir riesgo de incendio. Respecto a la electricidad estática, la norma indica hacer tierra con su cuerpo tocando el acero del pasamano de la escalera al momento de subir al tanque y antes de abrir la tapa en el punto de medición. Nunca mida un tanque durante una tormenta eléctrica. 1 De acuerdo a norma API 3.1A la huincha usada para medición deben verificarse contra una huincha maestra calibrada (por ejemplo: Patrón de Trabajo) con un error igual o menor que 0.005 pie por cada 100 pies ó 0.005 por ciento de la longitud y una incertidumbre en la calibración menor o igual a 0.001 pie por cada 100 pies ó del 0.001 por ciento. 2 Ver API 3.1A Apéndice Comparación de la huincha Contra un Estándar de Referencia Trazable, en la que se dan dos métodos de comparación vertical y horizontal. 3 Toda verificación debe tener un registro escrito. 4.2 TERMÓMETROS Los termómetros son instrumentos que necesitan un tiempo de estabilización para igualar su temperatura a la del lugar que se requiere medir su temperatura, el tiempo de estabilización está dado en el API 7.1 y API 7.3. El tiempo de estabilización es menor cuando se toma la temperatura dinámicamente ó en movimiento. Tipos de Termómetros Los termómetros de mercurio en vidrio (MIG) se clasifican por su Inmersión en tres tipos: a De Inmersión Completa

Diseñado para dar lecturas correctas, cuando toda la columna de mercurio se sumerge en el líquido.

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Por ejemplo el Termómetro ASTM 12F usado para la toma de temperatura en la prueba de determinación de la Gravedad API. b De Inmersión Parcial

Diseñado para dar lecturas correctas, cuando solo parte de la columna de mercurio se sumerge en el líquido.

Por ejemplo el Termómetro de vidrio usado para la toma de temperatura en un Termopozo en línea. c De Inmersión Total

Diseñado para dar lecturas correctas, cuando todo el termómetro de vidrio se sumerge en el líquido.

Por ejemplo el Termómetro ASTM 59F usado para la toma de temperatura estática en tanques de almacenamiento, según el API 7.0. De acuerdo a norma cada termómetro deberá ser comparado con otro, certificado o con un termómetro equivalente de exactitud trazable antes de usar:

a. Una vez al año para el caso de los termómetros de mercurio en vidrio usados en la medición de la temperatura en tanque de almacenamiento como los ASTM 59F; ver API 7.0,

b. Antes y después de la medición los termómetros electrónicos portátiles se comparan contra uno de mercurio en vidrio calibrado; ver verificación en campo del API 7.0.

c. Los termómetro ASTM 12F deben verificarse antes de los 6 meses de acuerdo con la prueba para determinar el API 9.1/ASTM D 1298.

La comparación deberá ser hecha al menos en dos temperaturas, una en el rango de temperatura usual y otra en el punto de hielo 0ºC (32ºF). 4.3 HIDRÓMETROS Son conocidos también como densímetros fabricados en diversos rangos y escalas, en el caso de los usados en la prueba API 9.1/ASTM D 1298 se les conoce como hidrómetros. El principio de medición se basa en el nivel de flotabilidad del hidrómetro; varía de acuerdo a la tensión interfacial de producto. Se lee la medida observada según en el punto donde la superficie corta perpendicularmente su escala. Para obtener una lectura veraz es requisito que el hidrómetro: a flote libremente, sin tocar pared de la probeta;

b que la parte mas baja sumergida del hidrómetro diste como mínimo una pulgada del fondo de la probeta, y c la parte de la escala en el vástago fuera del líquido no esté mojada por este.

De acuerdo a norma API 9.1/ASTM D 1298, los hidrómetros pueden ser calibrados ó verificados por comparación con hidrómetros calibrados de lo cual debe hacerse registro. Se denomina “hidrómetro certificado” cuando tiene certificado de calibración. Se denomina “hidrómetro no-certificado” cuando no tiene certificado de calibración.

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Es conveniente verificar el hidrómetro en uso contra un calibrado cuando: a Se sospecha que los resultados están errados. b Despostillamiento del hidrómetro por caída o golpe. c Cuando se sospecha que la escala se ha movido. En cualquiera de los casos si se comprueba que el hidrómetro da resultados errados debe ser desechado y reemplazado por uno operativo. 4.4 SALINÓMETROS Para asegurar los resultados de la determinación de Sales en crudo: a. La curva de calibración debe verificarse al menos anualmente. b. Los reactivos deben estar en buen estado y preparados de acuerdo a la norma ASTM D 3230. 4.5 UNIDAD LACT Debe calibrarse de acuerdo a programa dado por el fabricante ó de acuerdo a necesidad, cuidándose estar dentro de los limites de control establecidos por el fabricante, generalmente ±3σ, antes de requerir intervenir la unidad para corregir las desviaciones por perdida de aleatoriedad en las carta de control. Cualquier cambio de partes de la Unidad Lact hace que ésta pierda vigencia en su certificación de calibración. Las Normas para Provers Systems están en la serie del API 6.1 Lease Automatic Custody Transfer (Lact) Systems. 4.6 CROMATÓGRAFOS Debe calibrarse de acuerdo a programa dado por el fabricante ó de acuerdo a necesidad. El patrón debe seleccionarse adecuadamente en sus componentes y estar adecuadamente protegido. En este caso es importante comparar los resultados cromatográficos con los de otro laboratorio, y así verificar la coherencia de los resultados.

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CAPITULO 05 NORMAS DE CAMPO 5.1 NORMAS DE MEDICIÓN DE LA ALTURA DE PRODUCTO EN TANQUES 1 Informarse del estado de verificaciones de la huincha, solicitar cuando se requiera copia de los registros para tener control actualizado de estos. 2 Verificar el estado y condición de la huincha, que no tenga dobleces y/o quebraduras y/o plomada con desgaste en la punta y/o argolla de la plomada que alteren la medición. De verificarse una huincha en mal estado se solicitará su cambio. 3 Verificar la altura referencial tanto en las medidas iniciales como finales, y usar esta medida cuando se efectúen las mediciones. De existir variación en la altura referencial informarla y determinar si existe problema de flexión ó deflexión de fondo. 4 La medición debe hacerse considerando la Repetibilidad de acuerdo a la norma, con dos medidas consecutivas iguales ó tres mediciones consecutivas dentro de 1/8” de precisión reportando el promedio aproximado al 1/8” más cercano. 5 A fin de compensar errores debe usarse una sola huincha tanto en la inicial como en la final de una transferencia, API 3.1A ver 3.1A.9.1.3 6 Para determinar el corte de agua verificar el tanque tenga el reposo necesario para lograr un corte de agua bien definido, si se obtiene un corte no definido claramente y con moteado se puede deber:

a. por tiempo de inmersión insuficiente de la pasta de corte de agua b. falta de reposo del producto en el tanque c. por características propias del crudo d. falta de limpieza del tanque En cualquier caso anterior la experiencia en el tanque es importante para

definir la medición. 7 Cuando se use la pasta indicadora del corte de agua, esta debe estar en buen estado, el tiempo de inmersión para definir el corte de agua por lo general en crudo es de 5 minutos ó más, solo de ser necesario. 5.2 NORMAS DE MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA ESTÁTICA DEL PRODUCTO EN TANQUE La toma de temperatura en tanque puede efectuarse mediante las normas API 7.0 mediante termómetros de Mercurio en Vidrio ó mediante termómetros electrónicos portátiles. 1 Verificar que el termómetro a usar este de acuerdo a norma API. 2 Informarse sobre el estado de las verificaciones del termómetro a usar.

a Si el termómetro es de vidrio, por norma debe ser comparado contra un termómetro calibrado al menos una vez al año, o al menos debe haberse verificado en el punto de hielo 0ºC (32ºF). b Si el termómetro es electrónico debe compararse contra un termómetro calibrado antes y después de la medición.

3 La medición es estática o en movimiento, un pie hacia arriba y un pie hacia abajo del punto de medición, de preferencia efectuarlo en movimiento por requerir menos tiempo para que el termómetro iguale en temperatura al punto de medición.

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4 El tiempo de medición depende del API y altura del producto, ver norma API 7.0, el orden de toma de temperatura es primero del nivel inferior, luego medio y finalmente superior. 5 Se efectúa los niveles de toma de temperatura como mínimo según norma API y se reporta el promedio de todas las temperaturas con una aproximación del promedio a 1ºF, o de haber acuerdo mutuo al 0,5ºF. 5.3 NORMAS PARA MUESTREO La norma para muestreo manual es el API 8.1 y muestreo automático API 8.2 1 En la norma API 8.1 se consignan, entre otras, cuatro tipos de muestreo usual para el Petróleo Crudo. El tipo de muestra depende de las pruebas que se va a efectuar al crudo. 2 Características de las muestras del API 8.1 / ASTM D 4057 mas usuales:

a Muestra Localizada (Spot Sample): Es un tipo de muestra tomada en un punto específico a una hora determinada, todo lo cual queda registrado. b Muestra Compósito ó Compositiva (Composite Sample): Es una combinación de muestras localizadas tomadas en varios niveles del tanque. c Muestra a Todo Nivel (All levels Sample): Esta muestra se realiza bajando el muestreador taponado sobre la interfaz agua-petróleo, destapándolo mediante un tirón con la driza y levantando para que salga lleno aproximadamente en un 75%. Si el recipiente sale lleno desechar la muestra y repetir el muestreo. d Muestra Corrida (Running Sample): Esta muestra se realiza bajando el muestreador destapado sobre la interfaz agua-petróleo y retornándolo hacia la superficie para que salga lleno aproximadamente en un 75%. Si el recipiente sale lleno desechar la muestra y repetir el muestreo.

La muestra mas adecuada para los análisis de API, Contenido de Sales en Crudo y BSW es la muestra de Todo Nivel (All level sampling). 3 En todo muestreo el equipo de muestra debe estar limpio para no contaminar el producto, especialmente la prueba de contenido de sal en crudo, enjuagando el muestreador con el producto a muestrear como paso previo de obtener las muestras. 4 Tomar las muestras necesarias tanto para análisis como para contramuestras. 5 Todas las muestras y contramuestras deben estar documentadas y deben conservarse asegurando su inviolabilidad. Es común embolsar la muestra y precintarla como medida de seguridad adicional al papel engomado que se coloca en la tapa debido a que este puede despegarse bajo condiciones de humedad. 6 El periodo de conservación de las muestras esta normado por el INDECOPI. Respecto al API 8.2 Muestreo automático de Petróleo 1 El crudo es colectado durante toda la transferencia desde la línea en un recipiente (sampler) en forma proporcional al flujo. 2 Se debe verificar la limpieza del sampler antes del muestreo. 3 Antes de retirar el sampler debe ser mezclada la muestra colectada mediante el mezclador automático.

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5.4 NORMA PARA API La norma para la determinación del API: API 9.1/ASTM D 1298 1 Verificar el estado de calibración ó verificación de los equipos de medición. 2 La muestra debe ser homogénea especialmente si la muestra es compositiva. 3 Registrar la primera temperatura observada, luego el API observado y finalmente la segunda temperatura observada. 4 Verificar que la primera y segunda temperatura observada no difieran entre ellas en mas de 1ºF (0.5ºC), de ser así repita el paso 3, caso contrario promedie las temperaturas observadas y aproxime el resultado a 0.5ºF; con esta temperatura promedio corrija el API observado a 60ºF/15.6ºC usando la tabla 3 de la GuÍa ASTM D 1250. Es importante tener en cuenta que el API observado en el hidrómetro a una temperatura “tºF”, no corresponde al API corregido a “tºF” 5.5 NORMA PARA DETERMINACION DE CONTENIDO DE SALES EN CRUDO La norma de uso en campo es el ASTM D 3230; esta definida para determinar el contenido de cloruros en los crudos, ya que la presencia de estos genera corrosión en las unidades de refinación y también afecta el rendimiento de los catalizadores usados en estas unidades. Puntos críticos de la norma son:

a. La limpieza de los materiales es importante a fin de obtener resultados coherentes.

b. En caso de usar solvente de alcoholes su valorización como blanco debe ser registrada.

c. Al resultado de la medición debe ser restada la del blanco 5.6 NORMAS PARA BSW La norma de uso en campo es el API 10.3/ASTM D 4007 La medición del BSW es importante porque puede causar corrosión y problemas en los equipos de refinación. La prueba debe efectuarse en dos peras simultáneamente. Partes criticas de la Norma: a Los reactivos deben estar de acuerdo a la norma. b Verificar la saturación del Tolueno a 60ºF. c Verificar el Demulsificante este diluido de acuerdo a Norma.

d Verificar la temperatura de la cámara de la centrifuga durante la prueba. e Verificar que el numero de r.p.m. de la centrifuga sea el requerido por norma a fin de obtener una buena centrifugación del crudo. f La lectura y reporte de las 02 peras debe efectuarse según lo establece la norma.

5.7 NORMAS PARA UNIDAD LACT La norma de uso en campo es el API 6.1 Las partes criticas de la Norma: a Verificar el estado de aleatoriedad de las cartas de control b Verificar la linearidad de los factores del medidor

c Cumplir y dejar registro de cumplimiento de los programas de calibración y solicitar calibración cuando se requiera

d Informarse del estado y vigencia de los certificados del Prover

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e Informarse del estado de mantenimiento y reparaciones de la Unidad y que estas no afecten su calibración

5.8 NORMAS DE CROMATÓGRAFIA La norma de uso en campo es el GPA 2165 ú otra reconocida internacionalmente y por contrato. Las partes criticas de la Norma:

a Cumplir y dejar registro de cumplimiento de los programas de calibración y solicitar nueva calibración cuando se requiera b Informarse de la composición, estado y vigencia del Gas patrón usado en la calibración del cromatógrafo c Informarse de los resultados de la muestra efectuada por otro laboratorio, con fines comparativos de verificación de resultados d Informarse del estado y condición del muestreo e Informarse del estado de mantenimiento y reparaciones de la Unidad y que estas no afecten su calibración

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CAPITULO 06 LOSS CONTROL (CONTROL DE PERDIDAS) 6.1 CONTROL DE PERDIDAS El concepto de Control de Perdidas (“loss control”), es compleja y no puede ser definido con facilidad. Para la mayor parte, “perdida” se considera un termino relativo a lo que de otra manera sería parte de la ganancia. Por eso, el mejor termino para “perdida” sería “variación” dado que es la diferencia entre el volumen actualmente obtenido a través de mediciones que pueden estar bien ó ser mejor obtenidas. Esta diferencia o variación puede ser también real o aparente. Sin embargo, en casi todos los casos, esta puede tener algún efecto económico en la transacción final. 6.2 CUANDO SE PRODUCE PERDIDAS Las Perdidas ocurren en todas las fases del transporte de petróleo, incluido el almacenamiento. Sin embargo las pérdidas no pueden ser detectadas a menos que de alguna manera se den. La medición es un aspecto crítico para la detección de perdidas; las que usualmente no se detectan con una simple medición física. Debido a que la medición de petróleo requiere de una serie de mediciones, pruebas y cálculos necesarios para determinar su verdadera medida en cantidad y calidad. El petróleo medido nos da solo la “medida al instante” del petróleo transferido; indicándonos la cantidad y calidad del petróleo en el momento de la medición. Después de sucedida una pérdida el petróleo se puede medir, pero el tiempo y la ubicación de la pérdida muchas veces es difícil de precisar. 6.3 TIPOS DE PERDIDA Generalmente puede ser de dos tipos:

a Perdida Real, puede ser definido como una perdida de petróleo hacia el medio ambiente por evaporación, quemado ó derrame. b Perdida Aparente, puede ser definida como perdidas causadas por razones distintas a las señaladas como Perdidas Reales.

La mayoría de las pérdidas que ocurren en la practica no son reales, sino aparentes. 6.4 PERDIDAS EN TRASFERENCIAS DE CUSTODIA. Posibles Razones de Pérdida

a Contratos, sabiendo que algún procedimiento puede arrojar diferencias.

b Personal Inadecuadamente capacitado. c Goteras en las válvulas.

d Inapropiada determinación/aplicación del factor de medición (meter factor).

e Desviaciones de producto. f Tanques mal calibrados.

g Error de toma de temperatura del tanque. h Errores de medición. i Uso de equipos inapropiados.

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j Inapropiado uso de equipos. k Errores en el calculo de volúmenes. l Uso de tablas inapropiadas. m Errores humanos. n Robos. o Otras actividades fraudulentas. Como puede verse, es imperativo que cada medición se efectúe cuidadosamente y que cada una de las posibilidades de pérdida sea revisada y minimizar su ocurrencia. Recordar que esta es una responsabilidad que concierne a todas las partes para proteger sus intereses en cada transferencia de custodia.

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CAPITULO 07 7.1 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE HIDROCARBUROS Se entiende como “Producción Fiscalizada de Hidrocarburos” a los hidrocarburos provenientes de determinada área, producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en cada contrato. Esta medición resulta importante para tres fines principales: - Registro histórico de las cifras oficiales de la producción fiscalizada por lote. - Valorización de la producción fiscalizada para efectos del pago/cobro de la

regalía/retribución (Artículos 45 y 46, Ley Orgánica de Hidrocarburos No 26221) por parte de los contratistas petroleros, lo que a su vez tiene efectos sobre la recaudación del Estado Peruano por concepto de la renta petrolera.

- Facturación por la compra-venta de hidrocarburos entre productores y usuarios

de los hidrocarburos. Para estar representado en todas las mediciones que se efectúan en el territorio nacional PERUPETRO S.A. tiene suscrito con una compañía especializada, un “Contrato de Supervisión de la Medición del Volumen de Hidrocarburos que producen los Contratistas Petroleros”. Esta compañía cuenta con personal especializado, distribuido en cada uno de los puntos de fiscalización y reporta diariamente a PERUPETRO S.A. las mediciones efectuadas, en forma conjunta con representantes de los contratistas petroleros. La medición de petróleo líquido involucra un proceso de tres pasos definidos: 1º Medición del volumen, 2º Medición de la temperatura, 3º Medición del agua y sedimento (BSW), en orden de importancia. Este orden se invierte cuando se establece un control de pérdidas por errores en la medición. Una inadecuada medición del BSW es la más importante fuente de pérdida de petróleo crudo, la medición de la temperatura es la siguiente en importancia, mientras que la medición del volumen es el menor problema. 7.2.- RESPONSABILIDADES DE LAS PARTES QUE INTERVIENEN EN EL

PROCESO DE FISCALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS 7.2.1 Para la Medición de petróleo crudo por aforo (en tanques).

1.- Verificar el buen estado de los tanques y equipos de medición, el estado de calibración ó verificación de estos mediante registros debiendo efectuarse su verificación cada vez que sea necesario y a solicitud de cualquiera de las Partes.

2.-Inspeccionar el tanque o los tanques a ser fiscalizados, de tal manera que todas las válvulas del tanque estén cerradas al momento de la medición.

3.-Medir el nivel inicial y final del crudo almacenado. Para calcular el volumen entregado, se hará uso de la tabla de calibración del tanque tomando la diferencia de niveles.

4.-Medir la temperatura del crudo almacenado.

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5.-Medir el corte de agua. 6.-Obtener muestras representativas para determinar el API, BSW y contenido

de sal, y además para contra muestras. 7.-Calcular el volumen neto transferido. 8.-Firmar el ticket de medición.

7.2.2 Para la medición automática de petróleo crudo (LACT).

1.-Tomar una muestra representativa del muestreador automático. 2.-Leer y registrar la temperatura en el tablero de control o en el termómetro

instalado en la línea de transferencia. 3.-Determinar el API, BSW y contenido de sal. 4.-Presenciar el cambio de medidor desde el tablero de control o manualmente

en la instalación. 5.-Presenciar la emisión del ticket de medición, del tablero de control. La

diferencia de volúmenes, es el volumen bruto transferido. 6.-Verificar que la repetibilidad y linealidad del equipo de medición se encuentre

dentro los rangos tolerables normados y establecidos por el fabricante, cada vez que sea necesario y a solicitud de cualquiera de las partes.

7.-Los equipos de medición deberán ser probados una vez por semana y en cualquier momento justificado a solicitud de las partes.

8.-Calcular el volumen neto transferido, descontando el BSW. 9.-Firmar el ticket de medición.

7.2.3 Responsabilidades en la medición de flujo continúo de gas natural.

1.-Verificar diariamente en el punto de fiscalización, el buen estado de las cartas o discos de medición, así como los reportes impresos del volumen y composición del gas (instalación automática). Firmar estos documentos para certificar su autenticidad.

2.-Verificar diariamente en el integrador, que la diferencia no sea mayor al 3% con respecto al equipo de medición, en caso contrario se actuará de acuerdo con el numeral 11.19.

3.-Si el cromatógrafo instalado en el punto de fiscalización no trabaja por diferentes razones, se actuará de acuerdo con el numeral 11.19.

4.-Si en el punto de fiscalización no hay cromatógrafo, semanalmente se enviará una muestra a la refinería local para determinar la composición del gas.

5.-Revisar el factor de integración cada vez que se cambie el plato de orificio y/o cambie notoriamente las propiedades del gas.

6.-Si todo ha transcurrido normalmente, la revisión del factor de integración se hará cada 6 meses y la calibración de los equipos de medición cada 3 meses.

7.2.4 Responsabilidades comunes.

1.-Las mediciones tanto de hidrocarburos líquidos o gas deben ser hechas conforme a las especificaciones estándar API, ASTM, AGA.

2.-Las Partes recogerán simultáneamente tres muestras testigos de los hidrocarburos líquidos fiscalizados con una frecuencia no menor de una vez por mes, en los puntos de fiscalización de la producción. Dichas muestras testigo serán selladas y almacenadas noventa días a partir del día de su recolección de acuerdo a directiva del INDECOPI, garantizando su conservación e inviolabilidad. En caso de controversia, las muestras pertinentes no serán eliminadas a fin de poder usarlas como dirimentes ó

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hasta que la controversia sea solucionada. 3.-Tomar como norma el Titulo Vll, Capítulo IV, Medición de los Hidrocarburos

Fiscalizados del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos aprobado por DS. Nº 055-93-EM.

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CAPITULO 08

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLEO 8.1.- TANQUES Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente, dependiendo del diseño y la construcción de éstos y de las características físicas y químicas de los líquidos por almacenar. 8.2.- CLASIFICACIÓN En la Industria del Petróleo, los tanques para medición de crudo se clasifican así: 1.-Por su construcción, en empernados y soldados. 2.-Por su forma, en cilíndricos y esféricos. 3.-Por su función, en tanques de techo fijo y de techo flotante. 8.2.1 POR SU CONSTRUCCIÓN, EN EMPERNADOS Y SOLDADOS. Tanques empernados Son construidos para patios de tanques de pequeña capacidad o plantas de producción, cuya operación se estima sea temporal, siendo su montaje o desmantelamiento fácil al no requerir de personal especializado. El techo de estos tanques por lo general es de forma cónica, cuya altura con respecto a la horizontal varía entre 1” a 12”; toda la estructura del tanque es soportada por un poste central, que descansa en la base mediante un sistema de vigas metálicas que se extiende del centro al cuerpo del mismo. Las juntas de las planchas metálicas se unen con una o más hileras de pernos, y en la zona de unión se colocan una empaquetadura para evitar fugas. Son construidos de acuerdo a especificaciones estándar API. Tanques soldados Son construidos para capacidades mayores de 3,000 barriles. Los tanques pequeños son fabricados en el taller, no sucediendo lo mismo para tanques de mediana o gran capacidad cuyo montaje tiene que realizarse en el campo, requiriendo de personal especializado para los trabajos de soldadura. Estos tanques tienen la ventaja con respecto a los empernados, que las juntas de unión de las planchas son permanentes, evitando las fugas que regularmente se presentan en los tanques empernados después de un tiempo de servicio. Su construcción se efectúa utilizando planchas rectangulares metálicas cuyo ancho corresponde aproximadamente a la altura de cada anillo, el soporte del techo es similar al de los tanques empernados. 8.2.2 POR SU FORMA, EN CILÍNDRICOS Y ESFÉRICOS. Tanques cilíndricos Son utilizados para almacenaje de productos como el petróleo que se recolecta a presiones cercanas a la atmosférica.

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Tanques esféricos Se usan para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, butano, etc. Su forma facilita presiones interiores mayores de 25 psig. 8.2.3 POR SU FUNCIÓN, EN TECHO FIJO Y TECHO FLOTANTE. Tanque de Techo Flotante Como su nombre lo indica, el techo se desplaza a lo largo del cuerpo cilíndrico dependiendo su posición del nivel de petróleo. Soportes de tubos metálicos son instalados en toda el área del techo, los cuales se sientan en el fondo, cuando el nivel del líquido es demasiado bajo. En su origen, el tipo más común de techo flotante fue la instalación de una plancha metálica de la forma de un perol de diámetro ligeramente menor al del cuerpo cilíndrico, que conlleva un sistema de zapatas flexibles que sirven para que el techo se deslice longitudinalmente. Posteriormente se innovó la construcción del techo flotante, colocando un compartimiento cerrado en la forma de un anillo alrededor del filo de éste para darle estabilidad y simplificar la estructura. Actualmente, se construyen los techos flotantes usando 2 cubiertas de plancha de acero en toda el área del tanque, el espacio entre estas 2 cubiertas está dividido interiormente en compartimientos. Con este tipo de techo, el petróleo no recibe directamente el calor de los rayos solares, evitando pérdidas por evaporación, siendo una mejora con respecto a otros tipos de construcción ya citados debido a que dispone de un colchón de aire. Tanques de techo fijo El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante, dato que se utiliza como referencia para efectos de medición. Por lo general, el punto de succión de estos tanques es variable debido a que tienen un sifón que pende de un cable que se mueve a voluntad para colocar la succión a la altura más adecuada, dependiendo de la calidad del petróleo que se deba entregar. 8.3.- INSPECCIÓN DE VÁLVULAS El operador debe observar que todas las válvulas que permitan fluir a otro sistema que no sea el determinado, estén bloqueadas. En caso de entregas de crudo, tener bien presente que solamente quedará abierta la válvula de salida del tanque que comunica a la succión de la bomba, cerrar y sellar todas las demás, inclusive ramificaciones secundarias que pudiera tener la bomba. Si hubieran varios tanques se seguirá el mismo procedimiento con todas las válvulas que estén conectadas a la descarga del tanque de compra. 8.4.- VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO Estos dispositivos se instalan en el techo de los tanques para evitar pérdidas por ventilación y asegurar una correcta operación. La determinación del tamaño de estas válvulas se hace basándose en el mayor desfogue de gases que puede producirse y que se presenta cuando se bombea el producto. Su dimensionamiento, en el lado de la succión corresponde al volumen

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de aire que debe absorber el tanque para evitar la formación de vacío, que en última instancia podría colapsar las paredes del mismo. El número y diámetro de estas válvulas, varía conforme al diseño del tanque. Las válvulas de presión/vacío para los tanques cilíndricos de techo fijo que trabajan a presión atmosférica deberán estar regulados a ¾ de onza por pulgada cuadrada para presión y para vacío. Cuando se modifica ostensiblemente la presión de bombeo, sea de recepción o despacho, se deberá solicitar la revisión de los cálculos referentes a los rangos de trabajo de estas válvulas. En condiciones normales las válvulas deberán ser revisadas periódicamente con un intervalo no mayor de 6 meses. 8.4.1 FUNCIONAMIENTO. Las válvulas de presión y vacío actúan como un respiradero para aliviar la presión o el vacío que se crea en el interior de un tanque durante el llenado o descarga de los productos. Durante el llenado del tanque, el vapor del producto es comprimido por el líquido ascendente, originando una presión sobre la superficie inferior del disco (lado presión). Cuando la presión es ligeramente mayor que el peso del disco, éste es levantado, permitiendo la fuga de vapor hacia el exterior, hasta equilibrar las presiones (exterior e interior). De esta forma, la válvula controla cualquier sobrepresión originada en el interior del tanque. Durante la descarga del tanque, el líquido desciende lentamente creando vacío en su interior. Cuando este vacío supera el peso del disco (lado vacío). Permite la entrada del aire atmosférico, igualando la diferencia de presión. El buen mantenimiento que debe darse a las válvulas de presión/vacío, incide directamente en el correcto control de mermas por evaporación así como las deformaciones en los tanques. A continuación se presenta un cuadro que muestra el incremento en mermas en un tanque en malas condiciones, comparado con uno en buen estado de funcionamiento. Incremento en mermas Tanque con válvula presión/vacío, sin sello hermético y fugas por la misma 50% Tanque sin válvula presión/vacío y fugas por respiradero abierto 200% Separación en planchas del techo, roturas (picaduras), sello defectuoso entre el techo y cilindro 0.1 a 400% Pintura del techo en malas condiciones 40%

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8.5.- CIMIENTOS Deben ser lo suficientemente resistentes para evitar cualquier tipo de asentamiento o rajaduras, que posteriormente pudieran dañar al tanque o a los accesorios del casco. Asimismo, los cimientos deben adoptar en su construcción la pendiente apropiada, según el diseño del fondo del tanque. Atendiendo al diámetro y forma del tanque, estas bases pueden ser de: piedra chancada con arena dulce, piedra chancada con arena y asfalto, arena dulce compactada, losas de concreto, etc. 8.6.- FONDOS Los fondos de los tanques están dotados de una pendiente apropiada, permitiendo el deslizamiento de agua hacia un punto común (sumidero), del cual es purgada posteriormente. De acuerdo a la experiencia, se ha adoptado una pendiente del 6% en los tanques. Es importante corregir las concavidades internas muy grandes o los sedimentos que impiden el drenaje de agua, ya que daría origen a una formación acelerada de corrosión. A veces se recomienda añadir sumideros y drenes auxiliares. Periódicamente se debe buscar signos de fugas en el fondo de los tanques y alrededor de los cimientos, a fin de detectar a tiempo cualquier orificio en las planchas internas. Es por eso importante un buen estudio de suelos y compactación previa a la construcción del tanque ya que la falta de estos genera con el tiempo variaciones en la consistencia del suelo debajo de las planchas del fondo del tanque donde ocurrirán fenómenos de flexión y deflexión de fondo donde se forman zonas de acumulación de agua. 8.7.- SELLADO DE BORDES EXTERNOS La pestaña perimétrica que conforma el borde inferior externo de la base del tanque, debe estar firmemente apoyada sobre el cimiento, para lo cual se deberá sellar el borde con asfalto, brea o cemento, caso contrario sería causal de producirse puntos de corrosión por filtración de agua de lluvia o condensado de la humedad ambiental. 8.8.- ESCALERAS Y PASARELAS Deben inspeccionarse periódicamente para buscar áreas corroídas, flojas o rotas. En las escaleras en espiral deberá ponerse especial atención en las varillas de soporte soldadas al casco del tanque. Igualmente, debe revisarse cada uno de los peldaños y pasarelas, observando áreas que pudieran acumular agua, las que se solucionarían con drenes de perforación. 8.9.- TECHOS Y ACCESORIOS Las planchas del techo deben inspeccionarse completamente, buscando desgastes, picaduras y perforaciones. Al igual que los fondos de los tanques, se debe contar con pendientes apropiadas con desagüe a tierra, para evitar acumulaciones de agua. El acero en contacto con la humedad ambiental produce corrosión-oxidación, dando origen a perforaciones que se inician en la parte interior.

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Es particularmente importante realizar una inspección cuidadosa en los tanques que almacenan productos livianos. Una manera práctica de detectar fugas consiste en aplicar una solución jabonosa al techo cuando el tanque está bajo su presión normal térmica de expansión. El descuido de los techos de los tanques, aparte de cualquier onerosa reparación o reemplazo, puede dar como resultado una pérdida excesiva de stock por largo período de tiempo. Frecuentemente, ocurre que la oxidación desarrolla huecos y las planchas llegan a tal punto que no se puede taponar las perforaciones mediante el uso de materiales de sellado plástico. Esto sucede cuando no es posible vaciar un tanque durante un tiempo considerable, por el volumen de trabajo. Los tanques de techo flotante requieren de inspecciones frecuentes debido a la falta de pendiente y a grandes zonas de almacenamiento de agua. Deben estar dotados de drenajes especiales, los que se deben mantener en buenas condiciones. 8.10.- BOCAS DE MEDICIÓN Y TAPAS Se usan de varios tipos. Algunas son llanas, otras del tipo bisagra en chaflán, que es una combinación de escotilla para medidor y respiradero. Algunas requieren tuercas o pernos de mariposa, otras son válvulas de compuerta comunes o con tapas roscables sobre un niple de tubería. En general, las escotillas y tapas de medición para tanques de hidrocarburos deben ser a prueba de vapor. Se debe inspeccionar y verificar la empaquetadura del sello en forma periódica para evitar mermas excesivas, penetración de partículas extrañas o agua de lluvia. Las bocas de medición varían entre 4” y 8” de diámetro; son de acero con asiento de bronce y empaquetadura. 8.11.- ASPECTOS DE SEGURIDAD EN PATIO DE TANQUES 8.11.1 Muros de contención. Como su nombre lo indica, la finalidad de estos muros es detener y estancar cualquier fuga de producto. Son de sección trapezoidal y están constituidos por piedra, arena, tierra y asfalto. El volumen encerrado por los muros debe ser 110% de la capacidad de los tanques de acuerdo al DS Nº-055-93-EM. Cuando hay varios tanques dentro de un mismo recinto de muros, su capacidad total deberá ser 110% de la capacidad del tanque de mayor volumen. El mantenimiento que se les otorgue debe ser periódico, ya que las lluvias y fuertes vientos tienden a deteriorarlos. 8.11.2 Hidrantes y extintores de incendios. Hidrantes.- Los hidrantes son grifos o tomas de agua que están distribuidos convenientemente dentro de un patio de tanques de petróleo, por ser este producto inflamable. Consta de una válvula con una o más boquillas donde se conectan las mangueras que suministran el agua para combatir el incendio.

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Extintores de incendio.- Estos dispositivos son portátiles o permanentes. Ambos, por lo general, están cargados con un compuesto químico de polvo seco que al rociarse sobre el fuego sale como espuma, que inhibe el oxígeno del aire, que es uno de los agentes generadores de fuego, para de esa manera apagar el incendio. Los extintores portátiles son efectivos al comienzo del incendio porque su acción es muy localizada. Estos deben ser verificados periódicamente para que estén dentro de la fecha de expiración y de presión mínima. En las instalaciones permanentes, la espuma es distribuida mediante tuberías al interior de cada tanque, desde una central mezcladora del polvo con el agua. Este sistema es muy efectivo para apagar rápidamente los incendios. 8.12.- CAPACIDAD DE RECIBO La capacidad de recibo en un patio de tanques, depende del promedio diario de recibos del campo y de los equipos utilizados para la entrega de los productos fiscalizados. Cuando la transferencia es manual, por lo general se estima tener un tancaje disponible de 4 a 5 días, en cambio cuando la transferencia es automática, es suficiente contar con dos días de capacidad. La razón es que la fiscalización manual por lo general es para producciones menores donde la operación puede esperar, no así en la fiscalización automática que fiscaliza volúmenes mayores en instalaciones que generalmente disponen de bombas de reemplazo, donde la operación no puede esperar.

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CAPITULO 09 9.1 MEDIDOR AUTOMÁTICO DE MUESTREO DE FLUIDOS EN MOVIMIENTO. El muestreador es un equipo automático que toma muestras de un fluido que está fluyendo por una tubería durante el tiempo que dura la transferencia, que puede ser menor o igual a las 24 horas. La toma de muestras es intermitente y el número de ciclos depende del caudal, de tal manera que el volumen recolectado sea menor al volumen del muestreador, para tener la seguridad que es una muestra representativa. 9.1.1 Partes componentes del muestreador. - El probador: Es un elemento que se instala en un “loop” en U invertida que sale

de la línea de transferencia antes o después del medidor de flujo en posición vertical, ubicado de preferencia en la porción descendente de esta conexión, para aprovechar la agitación del fluido al pasar por los dos codos.

- Controlador de la muestra: Es el que gobierna por medios mecánicos la

extracción de la muestra en proporción al tiempo o al régimen de flujo. - Extractor de la muestra: Es el que extrae la muestra de la tubería o del loop, en

una porción determinada por acción del controlador. La suma de todas estas porciones da como resultado el volumen muestreado.

- Recipiente: Es el receptáculo donde se acumula todas las porciones de muestras

tomadas en un tiempo determinado. - Agitador: Es un dispositivo mecánico que genera un movimiento rotativo, que

agita la muestra contenida en el recipiente, antes que se proceda a retirar la muestra.

- Toma muestra: Es un recipiente portátil que contiene una porción representativa

del volumen almacenado en éste. 9.2 UNIDAD DE RECHAZO. La unidad de rechazo es un medidor de BSW instalado en la línea de flujo, cerca al tanque de almacenaje del crudo por fiscalizar. Aunque el tanque de almacenaje, almacena petróleo preparado, que cumple con las especificaciones de BSW acordadas por ambas partes, algunos contratistas instalan este medidor por razones de seguridad. Este dispositivo consta de un analizador y un capacitador o condensador cilíndrico dispuesto siempre verticalmente. El principio de la analización simultánea de dos fluidos, se basa en la constante dieléctrica y densidad; la principal fuente de error que da mala información es el gas contenido, que tiene propiedades diferentes a la de los fluidos por medirse, aún en pequeñas cantidades. Si el espacio entre las dos placas metálicas es ocupado por un material dieléctrico, de tal manera que la placa exterior reciba una carga eléctrica, la placa interior actuará como un acumulador de corriente inducida cuya capacidad está en relación directa a la constante dieléctrica que en adelante se le denominará por K. Para nuestro caso, K es un petróleo neto o emulsionado, el petróleo sin agua tiene un

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valor K que varía entre 2 a 2.7, mientras que el valor K para el agua es 80. En consecuencia, la presencia de una pequeña cantidad de agua en el petróleo fluente tiene un efecto mensurable en la constante dieléctrica de la mezcla. En la práctica, este principio está implementado por el uso de un capacitador cilíndrico o acumulador de corriente, compuesto por un tubo dentro del cual está un electrodo cilíndrico aislado con un compensador por temperatura. Para que el capacitador suministre información confiable al analizador, se requiere que el fluido que pasa entre el tubo y el electrodo sea petróleo neto o emulsionado. Experimentos llevados a cabo han demostrado que cortes de agua mayores de 60% distorsionan la información, porque K toma el valor del agua aún permanezca la mezcla. Por ello, no es recomendable que este dispositivo de medición además de lo dicho anteriormente sea colocado en los puntos terminales de bombeo porque durante el trayecto, parte del agua emulsionada puede haberse separado como agua libre que al pasar por el capacitador alterará la información y en consecuencia la medida sería errática. La corriente generada por el capacitador pasa por un juego de resistencias llamado “Puente de Wheatstone” donde 3 resistencias son conocidas y una cuarta es variable, que se calibra para que la diferencia de potencial entre los puntos a y b sea cero, cuando por el capacitador fluya solamente petróleo neto, de esta manera no hay envío de corriente al analizador. Ahora bien, si pasara petróleo emulsionado se registrará una diferencia de potencial y la corriente pasará al analizador. El analizador es un instrumento electrónico que por proporción determina el agua y sedimento, la aguja que marca el BSW tiene una señal que fija el máximo BSW permitido, de acuerdo al convenio entre las Partes, cuando alcanza este valor, una señal actúa en una válvula de diafragma abriendo el by-pass, para que el fluido regrese al tanque, a la vez que una alarma avisa al operador, que el producto ya no esta pasando por el medidor.

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CAPITULO 10

MEDICIÓN AUTOMÁTICA 10.1.- INTRODUCCIÓN LACT - ”Lease: Automatic Custody Transfer” Transferencia Automática de Hidrocarburos, con fines de compra/venta. Esta instalación está conectada en la línea de descarga, para medir hidrocarburos en movimiento, en nuestro caso procedentes de un tanque preparado para ser fiscalizado automáticamente en calidad y cantidad del hidrocarburo transferido; dispone de una unidad de rechazo para asegurar que la calidad del producto está dentro de los rangos aceptables. Desde antes de su aparición y mientras no se instalen ó estén en mantenimiento estas unidades LACT, el petróleo se fiscaliza por la medición manual en volúmenes y calidad en un tanque en reposo, luego de abre la válvula de descarga y se inicia la transferencia, cuando se completa el volumen a entregarse, se cierra la válvula y se espera un tiempo razonable de reposo para proceder a la medida final. Por diferencia se calcula el volumen entregado, todo este proceso es manual. La unidad LACT es una importante herramienta en la evolución de la automatización de transferencia de hidrocarburos, la cual se va mejorando con el tiempo y es ampliamente aceptada en la Industria del Petróleo ya que esta normada por el API. Su instalación se justifica para reemplazar un trabajo repetitivo hecho por uno o más medidores, que redunda en un ahorro de tiempo y eliminación del error humano, aunque cabe notar que la medición automática tampoco es exacta mientras que esté afectada por el error mecánico, que a diferencia del error humano, aquel puede ser mejor controlado por una verificación periódica en el mantenimiento y calibración del instrumento. Para que estos instrumentos tengan la confiabilidad exigida, tanto el comprador como el vendedor de crudo, deben acreditar su exactitud con un certificado expedido por el fabricante, basado en pruebas hechas en el laboratorio y campo, de acuerdo a procedimientos estándar aprobados por el API. 10.2.- MÉTODOS DE MEDICIÓN Medición directa. Es la medida visual que se obtienen haciendo uso de dispositivos mecánicos y/o mecánico-eléctrico que cuentan el número de ciclos de descarga unitaria expresado en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se dispone de medidores que miden la masa de un fluido multiplicando el volumen por la densidad del fluido a las condiciones dadas, utilizando sensores, transductores, etc. La ventaja de este medidor es que eliminan las correcciones que se hacen al volumen por presión y temperatura. Entre los más comunes están: Medidores por desplazamiento positivo. Medidores de masa. Medición Indirecta. Es la medida resultante de utilizar ciertos dispositivos mecánicos y eléctricos, como paletas o turbinas que producen un movimiento de rotación que inducen un campo electromagnético que generan pulsos que se contabilizan para dar volúmenes en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se considera en este método la

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medición por restricción del área de flujo (bridas de orificio) y un medidor que registra la presión estática y diferencial, con estos datos se calcula el volumen de fluido a las condiciones estándar introduciendo factores que están en función de la presión y temperatura. Entre los más comunes están: Medidor de turbina Medidor por plato de orificio. 10.2.1 GUÍA PARA LA SELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR:

DESPLAZAMIENTO POSITIVO VS. TURBINA Posteriormente se explicará sobre los medidores de masa. Para volúmenes grandes de desplazamiento, se utilizan normalmente las turbinas. Aunque factores tales como presión, temperatura, rangos de flujo, fluidos contaminantes, etc, pueden influir en la selección del tipo de medidor, viscosidad y el caudal son los principales factores que deben considerarse. La viscosidad influye en la selección del medidor, de acuerdo con el flujo transferido. Esta figura muestra que los medidores de desplazamiento se comportan mejor cuando la viscosidad es alta, en cambio los de turbina trabajan mejor con baja viscosidad. Las turbinas cumplen mejor su funcionamiento, cuando el flujo es turbulento (Número de Reynold mayor de 10,000) de esta manera las turbinas pueden usarse también en líquidos altamente viscosos. Medidores de turbina son normalmente usados, para medir productos de baja viscosidad, productos refinados; tales como propano, kerosene o diesel, en tales circunstancias, y con una operación continuada la vida útil será mayor que los medidores de desplazamiento positivo. Los medidores de turbina no deben ser usados en líquidos que contienen mucha parafina u otras sustancias incrustantes que alteren la sección transversal, afectando el factor de volumen. Una vez que se ha seleccionado el tipo de medidor, las operaciones rutinarias de prueba y los procedimientos de mantenimiento deben ser programados regularmente. Medidores de Desplazamiento Positivo. 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.

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• Si el medidor es golpeado podría alterar la medición. • Requiere de mayor mantenimiento. Medidores de Turbina 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. • Requieren de equipos electrónicos. • Sensible a fallas. • Necesidad de un filtro. • Sensible a los cambios de viscosidad para crudos viscosos. 10.3.- MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PD) 10.3.1 FUNCIONAMIENTO. En las figuras se muestran los diversos pasos que sigue un medidor durante su operación, la medición se efectúa por separación del flujo en segmentos que luego se contabilizan. 1. El líquido sin medir (Área negra) ingresa al medidor. El rotor y las aletas giran en

el sentido de las agujas del reloj. Las aletas A y D han salido en forma completa, formando la cámara medidora, las aletas B y C están adentro.

2. El rotor y las aletas han girado un octavo de revolución. La aleta A ha salido en forma completa. La aleta D se mueve hacia adentro; la aleta C ha avanzado completamente y la aleta B empieza a salir.

3. Un cuarto de revolución ha tenido lugar. La aleta A está todavía extendida y la aleta B se ha movido ahora completamente hacia fuera. Un volumen exacto y conocido de nuevo líquido se encuentra ahora en la cámara medidora.

4. Un octavo de revolución mas tarde, la cantidad de líquido medido fluye hacia afuera. Una segunda cámara medidora ha comenzado a formarse entre las aletas C y D. La aleta A se mueve hacia dentro. Así continua la operación hasta tener un giro completo de 360º.

Las cuatro primeras figuras corresponden a una construcción de alojamiento sencillo. La quinta figura muestra una construcción de alojamiento doble. 10.3.2 PARTES COMPONENTES DE LOS MEDIDORES. Los medidores están compuestos principalmente por 3 partes: caja, elementos internos de medición y accesorios móviles.

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10.3.2.1 LA CAJA. La caja es básicamente un recipiente a presión con conexiones de entrada y salida que varían de ¼” a 16”, presiones hasta 1440 psi (600 lbs ANSI), régimen de flujo hasta 12,500 barriles por hora (BPH), los materiales de la caja pueden ser acero al carbón, fierro fundido, aluminio, bronce o acero inoxidable, depende de la presión que soporte. Los medidores pueden ser de simple o doble condición. Los de simple condición, el alojamiento sirve para ambos; como recipiente de presión y para contener los elementos de medición, mientras tanto los de doble condición, el recipiente de presión está separado de los elementos de medición. Los medidores pequeños normalmente son de simple condición construidos con los materiales indicados en el acápite anterior excepto el acero al carbón, los medidores de 6” o más casi siempre usan acero al carbón y son de doble condición. Las ventajas de la doble condición son: a) El esfuerzo debido a la presión no es transmitido a los elementos de medición. b) Los elementos de medición pueden ser fácilmente removidos para el servicio o

limpieza de las líneas. c) La presión diferencial a través de las paredes de los elementos de medición es

mínima, así se elimina la posibilidad de cambiar los elementos debido a variaciones de presión.

10.3.2.2 ELEMENTOS DE MEDICIÓN INTERNA. Como anteriormente se mencionó, los medidores PD miden volúmenes por una continua separación del flujo en segmentos y la medición de éstos. Los elementos medidores son mostrados en las figuras los cuales también, sirven como un motor hidráulico que absorbe energía del flujo para producir el torque necesario, a fin de vencer la fricción interna y mover el contador y otros accesorios inherentes a éste. 10.3.2.3 ACCESORIOS MÓVILES. El tren de los accesorios móviles es mostrado en la figura y consiste de 3 elementos básicos; el tren de engranajes, las empaquetaduras del eje y el calibrador. Tren de engranajes Es como una caja de reducción que convierte el volumen fijo por revolución del elemento de medición al volumen por revolución del eje contador. Así por ejemplo un medidor Smith de 4” de desplazamiento positivo (PD) tiene un elemento de medición nominal de 2.0 galones/rev y la velocidad del eje contador de 5 galones/rev, entonces la relación de giro es de 5:2. Empaquetaduras del eje rotatorio El eje rotatorio está diseñado para colocarse empaques (glands), que sean fácilmente instalados o removidos, con el fin de evitar fugas debido a desgastes. Las empaquetaduras son lubricadas externamente para alargar la vida útil; se emplea como lubricante, glicerina o grasa de silicona, compuestos que deben ser químicamente compatibles e inmisibles con los productos que se están midiendo.

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Calibrador Es un dispositivo que ajusta la medición a un volumen correcto que pasa a través del medidor. Un calibrador es necesario todas las veces que el contador mecánico debe registrar el volumen actual. Las características de un buen calibrador son: • La facilidad de moverse con un alto torque. • Buen ajuste. • Rango adecuado de ajuste. • Bajo costo de reparación o reemplazo. • Una mínima variación de la velocidad del eje. • Larga vida de duración. 10.3.3 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO. La instalación (incluyendo el medidor) debe ser capaz de operar eficientemente entre los rangos mínimos y máximos del caudal, presión y temperatura de acuerdo a las especificaciones del medidor. La instalación debe asegurar una máxima vida de operación, para lo cual dispondrá de un filtro que se instalará antes del medidor, para retener partículas sólidas extrañas tales como; arena, carbonatos, etc. La instalación debe trabajar a una adecuada presión, para que el medidor mida una sola fase que es líquido. Los sensores de presión y temperatura deben estar colocados inmediatamente antes o después del medidor. Para asegurar la continuidad de la fiscalización se dispondrá de dos medidores iguales, calibrados, dispuestos en paralelo y conectados a un sólo probador (prover). 10.3.4 CAUSAS QUE AFECTAN EL FACTOR DE MEDICIÓN. El factor de medición, es el número que se obtiene por división, entre el volumen actual del líquido que pasa por el medidor del probador (proving) y el volumen registrado en el medidor. Para posteriores medidas el volumen registrado por el medidor se multiplicará por el factor encontrado, para tener la medida corregida a 60°F y presión atmosférica. Hay muchos factores que pueden cambiar el comportamiento de un medidor de desplazamiento positivo, tales como la entrada de partículas extrañas, que se soluciona solamente eliminando la causa del problema (filtros). Otros factores que dependen de las propiedades del líquido que se mide, deben ser considerados en el diseño y en el sistema de operación. Los factores mas importantes son; el caudal, viscosidad, temperatura y deposición de sólidos en el líquido como parafina. 10.3.4.1 VARIACIÓN DEL CAUDAL. El factor de medición varía con el flujo o caudal, en el extremo inferior del rango del flujo, se hace menos confiable y consistente, que en la porción media o altos

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regímenes de bombeo. Si se grafica el factor de medición vs el flujo para diferentes condiciones de operación, es posible seleccionar el factor de la curva obtenida, sin embargo, si se dispone de un probador permanente en la instalación es mucho mejor considerar éste como valor, pero en todo caso evitar situarse en los rangos superior e inferior según diseño del medidor. 10.3.4.2 VARIACIÓN DE LA VISCOSIDAD. El factor de medición es afectado por la tendencia de adherirse el fluido en las paredes de la cámara de medición, cuando la viscosidad se incrementa. El cambio de la viscosidad se debe a variaciones en las propiedades del líquido (gravedad API) o de la Temperatura, sin cambiar las condiciones del líquido. Un cambio sustancial de la viscosidad, puede afectar los rangos permisibles del flujo, según diseño del medidor. 10.3.4.3 VARIACIÓN DE LA TEMPERATURA. El incremento de temperatura origina una expansión en la cámara de medición debido al coeficiente de expansión de las partes metálicas, cuando metales diferentes son usados (por ejemplo, paletas de aluminio en un elemento medidor de fierro fundido), el juego o espacio entre las partes de dos metales diferentes cambia con la temperatura afectando el volumen desplazado, el cual es alrededor de 0.02% por cada 10°F de cambio de temperatura. Además un incremento sustancial en la temperatura, puede producir una parcial vaporización del fluido convirtiéndolo en un flujo de 2 fases, lo cual alteraría la precisión del medidor. 10.3.4.4 VARIACIÓN DE LA PRESIÓN. Un cambio sustancial en la presión de operación afectará el desplazamiento del volumen en un medidor de simple condición, más no en uno de doble condición. Sin embargo, como una guía, cuando se opera con presiones que cambien más de 20 psi, el uso de un medidor de doble condición o un factor de ajuste por presión debe ser considerado. 10.3.4.5 DESGASTE. El desgaste tiene un efecto incrementador en el desplazamiento, por ejemplo, el desgaste de los cojinetes de las paletas originan un mayor juego, que altera la medición del volumen entregado. 10.3.4.6 DEPOSICIÓN. La deposición, tales como la parafina, reduce el volumen desplazado. Sin embargo, la deposición se elimina pasando agentes químicos de limpieza que diluyan la parafina. 10.4.- MEDIDORES DE TURBINA Como se ha indicado anteriormente, la turbina da mediciones indirectas, obtenida por dispositivos que miden el fluido que pasa por una tubería por medio de la generación de pulsos eléctricos; el fluido que pasa produce un movimiento de rotación (velocidad tangencial proporcional al régimen de flujo), debido al giro de un rotor. Así como los motores eléctricos de inducción producen un giro en el eje debido a un campo magnético, la turbina genera pulsos electromagnéticos que los toma un contómetro ubicado en el sitio o en el tablero de control, después que los pulsos son convertidos en unidades de volumen (barriles, galones, metros cúbicos, etc).

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10.4.1 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN Las turbinas pueden ser divididas en tres partes principales: (1) la caja, (2) ensamblaje interior, (3) ensamblaje de receptor de pulsos. 10.4.1.1 LA CAJA. La caja es un carrete con sus bridas en ambos extremos, su dimensión varía de ¼ “a 24” la presión de trabajo de 150 lbs a 2,500 lbs ANSI (275 a 6,000 psi) para flujos hasta 60,000 barriles por hora. Los materiales se seleccionan de acuerdo al producto que se está manipulando y a las condiciones ambientales. El carrete está en contacto con el fluido, sin embargo las bridas no se mojan. Por ello, éstas podrían ser no compatibles con el fluido, bridas al acero carbón son normalmente usadas. Ahora si los líquidos son corrosivos acero inoxidable se usará para el carrete. 10.4.1.2 ENSAMBLAJE INTERNO. Está compuesto de un rotor que es la única parte móvil y el ensamblaje del estator. Hay dos diseños de estatores, uno que el eje del rotor está sostenido en la parte anterior y posterior (con respecto al sentido del flujo), y el otro que solamente está apoyado en la parte anterior. El rotor puede ser del tipo agujereado o liso. En el caso del tipo agujereado, lleva un anillo desviador del flujo para impedir que este choque directamente contra el rotor. El rotor agujereado es hecho de un material no magnético y en donde se encaja a intervalos iguales botones imantados que generan pulsos magnéticos. Los pulsos magnéticos se generan por el espaciamiento entre los imanes, debido a una interrupción “on-off”. 10.4.1.3 ENSAMBLAJE DEL RECEPTOR DE PULSOS. Consiste en un transductor, de una caja de empalmes y de un pre amplificador. Cuando el rotor gira y pasa por el transductor, este convierte los pulsos magnéticos en eléctricos, a una muy baja potencia, solo unos cuantos miliwats, si el contómetro está en el sitio, podría contar el volumen desplazado. Generalmente la transmisión de los pulsos es vía remota hacia el tablero de control, para lo cual se requiere de una caja de empalmes a prueba de explosión y un pre amplificador, que amplifica los pulsos y reduce los ruidos externos. El número de pulsos por barril, depende de la marca y tipo de turbina que se está usando. 10.4.2 CONDICIONES DEL DISEÑO. La experiencia muestra que una porción de tubería recta debe haber, antes y después del medidor, para evitar agitación o fricción interna del líquido con las paredes de la tubería, una longitud de 20 diámetros (diámetro interno del tubo) y 5 diámetros, antes y después del medidor respectivamente, es suficiente para obtener una buena precisión en las medidas. En el caso que por diseño no se cumpla con estas condiciones, un enderezador de flujo que no es mas que una serie de tubos rectos de diámetro pequeño; dispositivo parecido a un intercambiador, que tiene un diámetro exterior igual al de la tubería, el cual elimina la acción de remolino, cuando válvulas, codos, u otras conexiones están muy próximas al medidor. La longitud del enderezador es de (2D-3D) diámetros nominales del medidor, la desventaja de este dispositivo es la caída de presión que se produce al pasar el flujo por los tubos pequeños. En conclusión si se dispone de un espacio suficiente, se debe evitar el uso de enderezadores de flujo. El sistema de medición instalado, debe garantizar una larga vida de operación,

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para ello se dotará de dispositivos que retengan partículas abrasivas que ocasionan un prematuro desgaste. Es necesario que cada medidor tenga un filtro, como precaución, a pesar que en nuestro caso el petróleo que se fiscaliza es limpio, almacenado previamente en un tanque de reposo. Termómetros, manómetros, sensores de presión y temperatura, cualquiera de estos instrumentos se instalarán antes o después del medidor próximos a éste, pero fuera de la longitud mínima mencionada anteriormente. 10.4.3 CAUSAS QUE AFECTAN EL FACTOR DE MEDICIÓN. Muchas causas o factores cambian la performance de un medidor de turbina, la entrada de partículas extrañas al medidor, puede ser resuelta por la eliminación de esta causa. La deposición o encostramiento, tales como carbonatos o parafina debe ser considerado en el diseño y en la operación de recolección del crudo en el campo. Las variables que tienen mayor incidencia en el factor de medición son el caudal o flujo, viscosidad, temperatura y presión. 10.4.3.1 VARIACIÓN EN EL RÉGIMEN DE FLUJO. El factor de medición varía con el régimen de flujo; en el extremo inferior del rango de flujo la repetibilidad y la linealidad (ver párrafos 4.7.3 y 4.4.4) se hacen menos confiables y consistentes que la porción media o alta. De todas maneras ante una variación notoria en el caudal, el factor debe ser corregido, con los resultados obtenidos por el probador. 10.4.3.2 VARIACIÓN DE LA VISCOSIDAD. Los medidores de turbina son sensibles a la variación de la viscosidad. Desde que la viscosidad de un hidrocarburo líquido cambia con la temperatura, la respuesta del medidor depende de ambos, viscosidad y temperatura. La viscosidad de hidrocarburos ligeros, tales como la gasolina, permanece la misma para amplios rangos de cambio de temperatura. En crudos pesados el cambio del factor es significante, porque la viscosidad cambia con una pequeña variación en la temperatura, entonces en tales circunstancias es recomendable reajustar el factor de corrección. 4.4.3.3 VARIACIÓN DE LA TEMPERATURA Además de los cambios que afectan a la viscosidad, una variación significativa en la temperatura del líquido, puede afectar la precisión del medidor, por cambios en las condiciones físicas que afectan al volumen medido por el medidor, como resultado de la expansión o contracción termal del acero. Esto se verá con mayor detalle, cuando se trate de los procedimientos de prueba de los medidores. 10.4.3.4 VARIACIÓN DE LA DENSIDAD. Un cambio en la densidad del líquido produce un cambio significativo en el factor de medición, cuando se está operando con flujos muy bajos con respecto a las especificaciones del medidor. Para líquidos con una densidad relativa de aproximadamente 0.7 o menos, debe tomarse en cuenta en elevar el valor mínimo del caudal, si éstas son las circunstancias, para mantener la linealidad. El incremento del flujo depende del tipo y tamaño del medidor. Para determinar el mínimo caudal aceptable se tendrá que realizar diferentes pruebas hasta cumplir con los valores de linealidad y

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repetibilidad, conceptos que se definirán cuando se trate sobre los probadores de los medidores de flujo (prover meters). 10.4.3.5 VARIACIÓN DE LA PRESIÓN. Los cambios en la presión del fluido, afectan al factor de medición, debido a la expansión o contracción del acero, por ello deben ser considerados en la corrección del factor cuando hay una variación tangible en la presión de bombeo. Como por diseño los medidores miden una sola fase, en este caso líquido, hay que evitar el burbujeo de gas en las condiciones de operación, porque ésto afectaría la precisión del medidor. En casos como el mencionado se requerirá incrementar la presión dentro de los rangos permisibles de diseño y operación. 10.4.4 MÉTODOS QUE CONTROLAN EL FACTOR DE MEDICIÓN Los valores obtenidos de los factores de medición de un grupo selectivo para un período determinado, deben ser ploteados en un gráfico; para que el agrupamiento de estos valores estén dentro de un rango de variación superior e inferior, los límites que son abcisas paralelas en el gráfico se determinan por la siguiente ecuación: LSC = LC + 3*σ LIC = LC - 3*σ donde: LSC = Límite superior de control. LIC = Límite inferior de control. LC = El promedio aritmético de los valores obtenidos para un período determinado. σ = Desviación estándar del grupo de valores mencionado. Un gráfico por medidor debe ser preparado, el cual garantiza su validez, siempre y cuando la viscosidad, temperatura, gravedad y presión del crudo se mantengan constantes y un régimen de bombeo dentro los límites tolerables. Este gráfico determina la linealidad de un medidor, cuya precisión debe estar dentro de los limites ya indicados anteriormente. Cuando el valor de un factor de medición comprobado, esté fuera de los límites determinados nos está indicando que alguna falla puede estar ocurriendo en el sistema de medición, para lo cual es necesario verificar paso a paso, aunque no necesariamente en el mismo orden que se indica a continuación: - Propiedades físicas del líquido. - Partes móviles de la turbina. - Chequeo de la válvula (abertura y cierre completo). - Revisar los switches en el probador. - La bola de desplazamiento en el probador. - Sensores de presión, temperatura, densidad. - Contador de pulsos, pre amplificador, sistema de transmisión de las señales

transductores, los dispositivos de lectura.

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- Filtros, eliminadores de aire. - Las condiciones de operación del sistema de medición y el probador, cuando

éstas difieren de las condiciones de diseño. 10.5.- MEDIDORES DE MASA El medidor de masa, es un medidor que mide el flujo directamente, y que a diferencia de los medidores de desplazamiento positivo o turbinas, la precisión de la medida no está afecta a variables tales como: temperatura, presión, densidad, viscosidad. La tecnología de estos medidores está basado en el principio Coriolis, por ello se les llama también Medidores Coriolis y permiten medir tanto crudos livianos o muy pesados, en flujo laminar o turbulento, ya que no es afectado por las variables indicadas en el párrafo anterior. El medidor Coriolis está diseñado para obtener al final del proceso una medida volumétrica. La tecnología está basada en el principio de medir la frecuencia de oscilación de un tubo o tubos que determinan la densidad del líquido de la misma manera que un densímetro vibratorio; el valor obtenido (densidad) es independiente del caudal del flujo. Por división del caudal de masa entre la densidad medida se obtiene el caudal volumétrico para estas condiciones. El medidor Coriolis es un medidor de alta precisión, que utiliza tecnología de punta, por ello es completamente automatizado, y está normado por el API. Un medidor Másico tipo Coriolis de 6” de diámetro modelo D 600 S166, su rango de flujo normal de 0 - 4,537 bph, se encuentra instalado en Andoas en el lote 1A de la contratista Pluspetrol, instalado en la epoca de OXY. 10.5.1 MEDIDA DE LA MASA DE FLUJO. TEORÍA DE LA OPERACIÓN. El sistema de medida del flujo consta de un sensor y un transmisor de las señales procesadas. Cada sensor se compone de uno o dos tubos encerrados dentro de una caja de sensores que opera por aplicación de la segunda Ley de Newton: Fuerza = masa por aceleración ( F= mxa ). Dentro de la caja de sensores, el tubo en forma de U, en cuyo interior fluye el líquido, vibra a una frecuencia natural, el flujo es registrado por una bobina electromagnética localizado en el centro de la parte curvada, la vibración es similar a un sonido de tenedores, con una amplitud menor a un décimo de pulgada y una frecuencia aproximada de 80 ciclos por segundo. El fluido que fluye dentro del tubo sensor, es forzado a tomar un impulso vertical cuando el tubo se mueve hacia arriba, durante la mitad de su ciclo de vibración se crea un par de fuerzas opuestas, el movimiento vertical decrece, mientras que hay una fuerza de empuje en los tubos, esto causa una distorsión del tubo durante la segunda mitad del ciclo vibratorio. Esta distorsión es llamado efecto o fuerza Coriolis. De acuerdo con la segunda Ley de Newton la cantidad registrada por el efecto Coriolis es directamente proporcional al caudal de la masa que fluye por el tubo. Los detectores de la velocidad electromagnética localizados en cada lado del tubo miden la velocidad de vibración. El flujo de la masa es determinada por medición del tiempo transcurrido entre las señales del detector por la velocidad. Si no hay

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flujo (flujo cero) no ocurre la acción de distorsión del tubo, resultando que el tiempo es cero entre las dos señales de velocidad. Si hay flujo debe ocurrir el efecto de distorsión y habrá una diferencia entre las dos señales de velocidad. Esta diferencia de tiempo es directamente proporcional al flujo de masa. 10.5.2 MEDIDA DE LA DENSIDAD. TEORÍA DE LA OPERACIÓN. El tubo sensor, está instalado de tal manera que se fija en uno de los extremos, permaneciendo libre en el otro, la configuración del diseño se asemeja al ensamblaje de un resorte y su masa, que vibra a una frecuencia resonante. El sensor “Micro Motion Coriolis” vibra a una frecuencia resonante, empleando una bobina conductora y un circuito de realimentación. La frecuencia resonante del ensamblaje del tubo es función: de la forma, el material de construcción que son constantes siendo la masa del ensamblaje del tubo la variable. 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. La masa del tubo es fija y la determina un sensor, la masa del fluido = densidad por el volumen del tubo, el volumen del tubo es constante para un mismo tamaño, como tal, la frecuencia de oscilación está relacionada directamente a la densidad del fluido. En consecuencia, para una forma dada del tubo y el material de construcción, la densidad del fluido se determina por la medición de la frecuencia resonante. Un sensor de temperatura calcula los cambios en el modulo de elasticidad del tubo, debido a cambios de temperatura y corrige automáticamente la densidad, entonces todo esta listo y corregido para transmitir la señal. Conociendo la masa de flujo (caudal) y su densidad, el tablero de control, tiene toda la información para contabilizar el caudal volumétrico corregido por temperatura. No es necesario introducir en la computadora la fórmula indicada en el párrafo 4.6.1 desde que se puede calcular el factor de corrección de volumen (Ft) por conocerse la gravedad API. 10.5.3 PARTES COMPONENTES DEL MEDIDOR. El medidor Coriolis se compone de elementos primarios, equipos, secundarios y equipo de accesorios. 10.5.3.1 ELEMENTO PRIMARIO. El ensamblaje mecánico consiste de las siguientes partes: a Tubo o tubos oscilantes. Tubo a través de la cual se medirá el caudal del fluido. b Sistema de conducción de la vibración. Es un medio por inducción de la oscilación de la vibración de los tubos. c Sensores de medición. Sensores que monitorean la oscilación y detectan la distorsión del tubo debido al efecto Coriolis. d Soporte de la estructura y soportes del tubo vibrador. e Caja es una cubierta protectora, que protege a los sensores de la contaminación ambiental. Algunos diseños suministran una protección externa en el supuesto que los tubos fallen. La caja está diseñada para soportar la presión de operación durante el proceso de medición. 10.5.3.2 EQUIPOS SECUNDARIOS. Cualquier equipo eléctrico usado en concordancia con el sensor de medición del caudal y consiste de lo siguiente:

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Transmisor.- Da la energía al sistema de conducción y proceso de señales del sensor (presión, temperatura), proporcionando una significante señal de transmisión. Los transmisores pueden ser parte del sensor o separados. 10.5.3.3 EQUIPO ACCESORIOS. Cualquier equipo electrónico o mecánico que computa mostrando los datos o equipo totalizador usado como parte del ensamblaje de medición. 10.5.4 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN FISCALIZADA

(MEDIDORES CORIOLIS). 10.5.4.1 OBJETIVO. Establecer las actividades necesarias para la operación diaria de la Unidad LACT tomando como referencia procedimientos anteriores y las características específicas de la nueva Unidad. 10.5.4.2 LINEAMIENTOS BÁSICOS. 1. La unidad LACT realiza a través de su Unidad de Control y Cálculo

(Metering/Proving Panel) todos los ajustes por presión, temperatura y densidad necesarios para obtener el volumen a 60°F. La Producción Fiscalizada (Barriles Netos) se obtiene usando ese volumen y el porcentaje de agua y sedimentos determinados en el laboratorio.

2. El documento oficial emitido diariamente por la unidad LACT es denominado “Boleta Diaria de Fiscalización” y su diseño es parte del presente Procedimiento.

3. La unidad LACT cuenta con dos medidores denominados 100A y 100B. 4. Dada la mayor sensibilidad de los medidores instalados (másicos tipo Coriolis),

ante cambios en las condiciones de operación y en salvaguarda de la integridad del equipo, cada medidor se usará alternadamente durante un mes de acuerdo al procedimiento descrito líneas abajo.

5. Todas las operaciones descritas en el presente documento se llevaran a cabo en el modo “AUTO” de la Unidad de Control y Cálculo el cual es fijado con una llave en el switch 22 (S22 en Gráfico 1).

10.5.4.3 PROCEDIMIENTO. Para la continua Medición de la Producción Fiscalizada se distinguen dos situaciones claramente definidas: A. Operación el primer día de cada mes calendario.

El primer día de cada mes calendario se realizará el cambio de medidor (del 100A al 100B o viceversa) y se seguirá el siguiente procedimiento:

1. A las 5:45 a.m. suspender la operación de las bombas de transferencia del crudo a fiscalizar.

2. A las 6:00 a.m. cerrar la válvula motorizada del medidor fuera de servicio (MOV-100A o MOV-100B). Esto se hará localmente (no desde el panel) presionando el botón de cierre (CLOSE). Se adjunta fotografía de controles de válvulas como Gráfico 2.

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3. Pasar el control de dicha válvula a Remoto haciendo uso del selector que indica Remote –Local.

4. Abrir la válvula manual del medidor fuera de servicio (HV-100A o HV-100B). 5. A las 6:15 a.m. haciendo uso de la bomba instalada en la Unidad de Muestreo,

mezclar la muestra allí almacenada. 6. Con la bomba de mezclado funcionando, retirar 3500 cc. abriendo la pequeña

válvula instalada para este fin. Esta muestra será usada en el laboratorio para obtener las características de la Producción Fiscalizada (Gravedad API, Contenido de Sal y Porcentaje de Agua y Sedimentos) de acuerdo a los procedimientos vigentes.

7. Después de obtener el volumen de muestra requerido, drenar todo el crudo remanente en el recipiente de la Unidad de Muestreo. Todos los días sábado el recipiente de muestra será cambiado por otro similar debidamente limpio y seco.

8. A las 6:45 a.m. cambiar de medidor presionando en el Panel de Control los siguientes botones (de acuerdo a Gráfico 1) :

• Si el medidor 100A esta en servicio presionar el botón I2/S2 : “Meter Run 100B in Service” La luz de botón I2/S2 prenderá intermitentemente hasta que finalmente se apague la luz del botón I1/S1 y quede prendida permanentemente la I2/S2. Esto indicará que la operación de cambio de medidor ha finalizado.

• Si el medidor 100B esta en servicio presionar el botón I1/S1 “Meter Run 100A in Service” La luz de botón I1/S1 prenderá intermitentemente hasta que finalmente se apague la luz del botón I2/S2 y quede prendida permanentemente la I1/S1. Esto indicará que la operación de cambio de medidor ha finalizado.

9. Inmediatamente después de haberse realizado el cambio de medidor, verificar que la impresora correspondiente a dicha unidad se encuentra operativa (encendida, con papel y en línea).

10. A las 7:00 a.m. el medidor que estaba en servicio emitirá automáticamente la Boleta Diaria de Fiscalización y en ella deberán anotarse los resultados obtenidos en el Laboratorio. Después de esta impresión, se recomienda apagar esta impresora pues no estará en operación en el siguiente mes.

11. Las operaciones de transferencia de crudo a fiscalizar podrán reiniciarse a partir de las 7:30 a.m.

Los siguientes pasos tienen como objetivo salvaguardar la integridad del medidor que permanecerá inactivo por un mes; ambas operaciones se llevan a cabo en el patín donde se encuentran montados los medidores (Unidad de Medición): 1. Cerrar la válvula manual del medidor que queda fuera de servicio (Válvula HV-

100A o HV-100B). 2. Haciendo uso del control local de la válvula motorizada correspondiente al

medidor fuera de servicio (MOV-100A o MOV-100B), mover el selector al modo Local y presionar el botón de apertura (OPEN). Con esto se evitará que el medidor fuera de servicio se vea sometido a cambios de presión por cambios en la temperatura del crudo confinado.

B. Operación en otros días diferentes al primer día del mes calendario

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1. A las 6:00 a.m. suspender la operación de las bombas de transferencia del crudo a fiscalizar.

2. A las 6:15 a.m. haciendo uso de la bomba instalada en la Unidad de Muestreo, mezclar la muestra allí almacenada.

3. Con la bomba de mezclado funcionando, retirar 3500 cc. abriendo la pequeña válvula instalada para este fin. Esta muestra será usada en el laboratorio para obtener las características de la Producción Fiscalizada (Gravedad API, Contenido de Sal y Porcentaje de Agua y Sedimentos) de acuerdo a los procedimientos vigentes.

4. Después de obtener el volumen de muestra requerido, drenar todo el crudo remanente en el recipiente de la Unidad de Muestreo. Todos los días sábado el recipiente de muestra será cambiado por otro similar debidamente limpio y seco.

5. A las 7:00 a.m. el medidor que está en servicio emitirá automáticamente la Boleta Diaria de Fiscalización y en ella deberán anotarse los resultados obtenidos en el Laboratorio.

6. Las operaciones de transferencia de crudo a fiscalizar podrán reiniciarse a partir de las 7:30 a.m.

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OCCIDENTAL PERUANA,INC, SUC. PERU Estacion de Fiscalizacion Andoas - Lote 1AB

Boleta Diaria de Fiscalizacion Boleta #: ________ Fecha: 5/30/98 Hora : 07:45:00 Medidor : FIQ-100A 1. DATOS DE LABORATORIO Gravedad API Observada _____________ oAPI Temperatura _____________ oF Gravedad API a 60F _____________ oAPI Contenido de Sal _____________ Libras por 1000 Bls (PTB) (A)Agua y Sedimentos (BSW) _____________ % 2. DATOS DEL MEDIDOR (B) Contador Final 4006689 (C) Contador Inicial 4005689 ---------------------- ---------------- (D) Volumen a 60F 1000 3. CALCULO DE LA PRODUCCION FISCALIZADA PROD.FISC = D * (1 - A/100) PRODUCCION FISCALIZADA _____________________ BLS NETOS 4. FACTOR DE MEDIDOR 1.0058 FIRMAS ________________________________ ___________________________________ ________________________________ ___________________________________ ________________________________ ___________________________________

BOLETA DIARIA DE FISCALIZACIÓN

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10.5.5 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE LOS MEDIDORES CORIOLIS. 10.5.5.1 OBJETIVO. Establecer las actividades necesarias para la prueba periódica de los medidores másicos tipo Coriolis de la unidad LACT tomando como referencia procedimientos anteriores y las características específicas de la nueva Unidad. 10.5.5.2 LINEAMIENTOS BÁSICOS 1. Los medidores másicos tipo Coriolis están definidos como de alta

sensibilidad y precisión, por esta razón los procedimientos de prueba deben tomar en consideración que condiciones aparentemente estables en otros tipos de medidores no lo son para los Coriolis.

2. Los medidores Coriolis responden ante cambios en las condiciones de operación que no son perceptibles por otros medidores, esto los hace mas precisos.

3. Los aspectos técnicos específicos sobre la prueba de estos medidores se encuentran en un documento emitido por el fabricante denominado “Prueba de Medidores Coriolis” (“Proving Coriolis Meters”) y en la Sección 2 del Manual de Operación de la Unidad.

4. La prueba es totalmente automática y esta gobernada por la Unidad de Control y Calidad.

5. El documento oficial emitido en cada prueba por la Unidad LACT es denominado “Reporte de Prueba del Medidor” y su diseño es parte del presente Procedimiento.

6. Se incluye el Anexo A el cual deberá ser observado para una correcta aplicación de este Procedimiento.

7. La frecuencia de las pruebas es semanal y esta normada por el Artículo 257 del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S.-055-93). El caudal para la primera prueba de cada mes será el de transferencia, y de 2800 bph para el resto de las pruebas del mes.

8. Se establece una repetibilidad máxima de 0.05% para dar por válida una prueba y una linealidad de ± 0.15% entre pruebas realizadas dentro de condiciones normales de operación.

9. Todas las operaciones descritas en el presente documento se llevaran a cabo en el modo “AUTO” de la Unidad de Control y Calidad el cual es fijado con una llave en el switch 22 (S22 en Gráfico 1).

10.5.5.3 DEFINICIONES. 1. Representantes Autorizados: Representantes de Occidental Peruana Inc.,

Sucursal del Perú y PERUPETRO S.A. así como cualquier otro representante de otra entidad autorizado por ambas empresas.

2. Pases (Passes) : Un desplazamiento completo de la esfera dentro del Probador. Implica un Lanzamiento hacia Adelante (Launch Forward) y un Lanzamiento en Reversa (Launch Reverse).

3. Corrida (Run) : Uno o más Pases promediados. 4. Prueba (Prove) : Conjunto de 5 Corridas consecutivas a cuyos datos se les

corrige por presión y temperatura para obtener el Factor del Medidor. 5. Linealidad: Variación porcentual del factor del medidor dentro del rango de

operación. Usualmente se expresa como la desviación porcentual respecto al

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promedio. 6. Repetibilidad: Desviación de los pulsos generados en un grupo de Corridas. 10.5.5.4 PROCEDIMIENTO. 1. Verificar la aplicación del Procedimiento de Calibración de los Medidores

Coriolis (revisión de cero del medidor). 2. Verificar que la unidad LACT esté operando con un caudal de 2700 BPH

como mínimo. Su aplicación se hará tomando en consideración el punto 7 de los Lineamientos Básicos.

3. Verificar que la medición se esté realizando en el modo Automático. 4. Verificar en el patín de medición que todas las válvulas necesarias para la

prueba se encuentren en modo “Remote”. Las válvulas necesarias para cada medidor son:

Medidor A : MOV-100A, HV-100A, MOV-101, MOV-102, MOV-103 Medidor B : MOV-100B, HV-100B, MOV-101, MOV-102, MOV-103

5. Presionando las teclas [D][E][V] [Display], verificar que los parámetros de prueba del computador estén de acuerdo a lo especificado en el Anexo A. Cualquier modificación de estos parámetros requiere el retiro temporal del precinto de seguridad instalado en la parte posterior de los computadores de flujo (OMNI 6000). Concluidas las modificaciones deberá instalarse un nuevo precinto.

6. Presionar el botón etiquetado con “Prove Meter Run 100A” o “Prove Meter Run 100B” según corresponda a la operación deseada.

7. Se ejecutará automáticamente la siguiente secuencia de apertura/cierre de válvulas para la prueba: a. Apertura de válvula de ingreso de fluido al prover (MOV-101) b. Apertura de válvula de salida de fluido del prover (MOV-103) c. Cierre de la válvula de flujo directo para entrega (MOV-102)

8. Al finalizar la operación de la última válvula, la válvula de 4 vías (MOV-200) lanzará la esfera hacia adelante (Launch Forward).

9. Esperar 10 segundos después de que la esfera haya sido lanzada hacia adelante y presionar UNA vez el botón “Prove Off” lo que suspenderá la prueba y permitirá pre-calentar el Probador; las válvulas se mantendrán en posición de prueba. Si por alguna razón el botón “Prove Off” es presionado más de una vez, el computador interpretará que toda la prueba debe ser cancelada e iniciará la secuencia de cierre de todas las válvulas necesarias para la prueba. Esto significará reiniciar el procedimiento desde el paso 6.

10. Esperar por lo menos 20 minutos hasta que el Probador adquiera la temperatura de trabajo y se estabilicen las condiciones de flujo.

11. Presionar el botón para iniciar la prueba; si se está probando el Medidor A, presionar “Prove Meter Run 100A”, si se está probando el Medidor B, presionar “Prove Meter Run 100B”.

12. La prueba se iniciará lanzando hacia adelante (“Launch Forward”) la esfera y continuará hasta obtener 5 corridas consecutivas con una desviación máxima de 0.05%.

13. La prueba terminará si ocurre cualquiera de las siguientes condiciones:

a. El computador obtuvo cinco Corridas consecutivas con una desviación máxima de 0.05% entre los pulsos registrados por estas Corridas. En

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este caso el computador automáticamente imprimirá el Reporte de Prueba del Medidor (Meter Proving Report).

b. El computador detectó alguna condición inestable y/o anómala durante la prueba y la canceló automáticamente.

c. El computador después de 15 corridas no pudo obtener cinco dentro del limite de repetibilidad requerido (0.05%).

d. Se presionó el botón “Prove Off”. 14. Si se da la condición “a”, la prueba podrá darse por concluida

satisfactoriamente firmando las Partes en la sección inferior del Reporte de Prueba de Medidor (Meter Proving Report) en señal de verificación y aceptación de dicha prueba.

Estando el computador programado para implementar o introducir automáticamente el factor obtenido en cada prueba, es importante verificar el comentario que aparece en la parte inferior del Reporte de Prueba de Medidor, este puede ser: a. MF is automatically implemented : Significa que el factor obtenido ha

sido aplicado por estar dentro de lo especificado. Por lo tanto a partir de ese momento, empieza a corregir la medición con dicho factor.

b. MF is not implemented : Significa que el factor obtenido NO ha sido aplicado por estar fuera de lo especificado superando el límite de Linealidad establecido de ± 0.15%. En este caso deberá repetirse la prueba e investigar las causas de tal desviación.

15. Si se dan las condiciones “b.”, “c.” ó “d.”, del punto 13, el computador imprimirá un Reporte de Prueba Cancelada (Prove Abort Report) y los Representantes Autorizados podrán decidir intentar una nueva prueba o postergar la misma para otra oportunidad. La decisión deberá estar basada en la posibilidad de que las condiciones momentáneas de bombeo y/o del equipo no sean estables (caudal, temperatura, presión, gravedad API, etc.)

16. Una vez concluidas las pruebas presionar el botón “Prove Off” para iniciar la secuencia de cierre/apertura de válvulas y continuar con la operación de medición ordinaria.

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REPORTE DE PRUEBA DEL MEDIDOR

OCCIDENTAL PERUANA,INC, SUC. PERU Meter Proving Report Computer ID : FIQ-100A Date : 26/03/99 Time : 16:42:08 Report Number : 6 Location : ANDOAS CUSTODY TRANSFER METER STATION ============================================================================== Prove Data : Diameter Inches : 15.2500 Wall Thick In : .3750 Elasticity: 3.000000E+07 Thermal Exp. : .0000186 Table Selected: Table A Product Name : CRUDE ============================================================================== Meter Data : Serial Number: 225067 Meter ID : FT-100A Meter Size : 6" Meter Model : D600S Total BBLs : 52155 Previous M.F. : 1.0060 @ G.BBL/Hr: 3762.0 Date : 26/03/99 Time : 10:11:51 ============================================================================== Data From Consecutive Prove Runs: Run Interpolated Count Temperature Deg.F Pressure PSIG Flowrate Gravity Meter Forward Total Prover Meter Prover Meter G.BBL/H @ 60F Freq 1 71053.37 142127.3 127.3 127.2 38.1 40.2 2460.5 19.2049 4081 2 71046.92 142110.1 127.0 126.9 38.3 40.4 2460.2 19.2202 4080 3 71061.00 142128.9 126.6 126.5 38.5 40.6 2458.7 19.2341 4078 4 71050.90 142123.5 126.2 126.0 38.7 40.8 2456.0 19.2110 4075 5 71071.78 142141.3 125.6 125.4 38.9 41.0 2455.1 19.2229 4072 Averages 142126.2 126.5 126.4 38.5 40.6 2458.1 19.2186 4077.2 Average K Factor Pulses/BBL : 6000.000 Maximum Count Deviation Between Runs .02% Calculated Data For Prover 1. Base Volume of Prover, Barrels ................................ 23.78964 2. Correction Factor for the Effect of Temperature on Steel (CTSP).. 1.0012 3. Correction Factor for the Effect of Pressure on Steel (CPSP) .... 1.0001 4. Correction Factor for the Effect of Temperature on a Liquid (CTLP) .9740 5. Correction Factor for the Effect of Pressure on a Liquid (CPLP).. 1.0002 6. Combined Correction Factor (CCF) ................................ .9755 7. Corrected Prover Volume, Barrels (Line 1 x Line 6) ............ 23.20679 Calculated Data For Meter 8. Metered Volume, Barrels ....................................... 23.68771 9. Correction Factor for the Effect of Temperature on a Liquid (CTLM) .9741 10. Correction Factor for the Effect of Pressure on a Liquid (CPLM).. 1.0002 11. Combined Correction Factor (CCF) ................................ .9743 12. Corrected Meter Volume, Barrels (Line 8 x Line 11) ............ 23.07894 Calculated Meter Factor 13. Meter Factor (Line 7 / Line 12) ................................. 1.0055 13a.Actual Meter Factor Result ...................................... 1.0055 14. Actual K Factor Pulses/Barrel ................................... 5967.181 15. Meter Factor Deviation % From Previous Meter Factor ............. - .050 Manual prove requested MF is automatically implemented Remarks, Repairs, Adjustments, Etc.,__________________________________________ Signature Company Represented

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ANEXO A: Parámetros en Computador de Flujo OMNI 6000

Los siguientes son algunos de los parámetros más importantes que deben ser verificados antes de iniciar una Prueba de los Medidores Coriolis. Una lista completa de los parámetros ingresados a cada computador, puede ser obtenida en el Manual de Operación suministrado por el fabricante. Repetibilidad : 0.05% (Basada en Pulsos generados)

Linealidad : ± 0.15% Número Máximo de Corridas : 15 Corridas Consecutivas Requeridas: 5 Número de Pases por Corrida : Según Tabla

Caudal BPH

Pases por Corrida

Tiempo Requerido

(min.) 2800 1 10

3200 3 30

3500 5 40

3800 6 60

4000 7 80

Los Pases por Corrida son referenciales y fueron obtenidos en pruebas sucesivas realizadas por el fabricante durante los meses de Marzo y Abril de 1999. Estos parámetros son mínimos y pueden variar dependiendo de las condiciones observadas por el usuario. El procedimiento de agrupación de Pases por Corrida, se encuentra especificado en el Manual de Estándares de Medición de Petróleo del American Petroleum Institute, bajo el título de Método 3, en el Anexo B del Capítulo 4.3 “Sistemas de Prueba – Probadores de Volumen Pequeño”

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10.5.6 PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES CORIOLIS. 10.5.6.1 PUESTA A CERO DE LOS MEDIDORES CORIOLIS. La Puesta a Cero de un Medidor Coriolis es un procedimiento de calibración del elemento primario del medidor con el cual se establece la señal que corresponde a un flujo nulo. El valor Cero o Señal Cero calculado, es usado por el transmisor para calcular el flujo que pasa por los tubos del medidor. Las siguientes son algunas guías generales para realizar este procedimiento: a. Cuando un medidor es inicialmente instalado, es absolutamente necesario

realizar el procedimiento de Puesta a Cero. b. Durante su operación normal, no se debe Poner a Cero un medidor a menos

que sea necesario (las pautas se dan líneas abajo). c. No es recomendable iniciar la Puesta a Cero si las válvulas no sellan

perfectamente o si hay excesiva cantidad de vapor en el medidor, pues el valor obtenido será incorrecto y afectará negativamente la precisión del medidor.

d. Un error en la Puesta a Cero de un medidor, es mucho más significativo cuando se trabaja con bajos caudales, que cuando se usa con altos caudales (el error se obtiene dividiendo la desviación del cero entre el caudal).

e. Si la desviación del Cero conduce a un error mayor del aceptable, se deberá realizar tantas Puestas a Cero como sean necesarias hasta lograr la mayor precisión.

10.5.6.2 PROCEDIMIENTO PARA REVISAR EL CERO DEL MEDIDOR. 1. Abrir la válvula de alivio ubicada antes de la unidad LACT. 2. Iniciar la operación de la bomba de entrega de producción. 3. Mantener el medidor a calibrar por lo menos 1 hora en operación antes de

iniciar este procedimiento. 4. Cerrar la válvula manual que se encuentra aguas abajo del medidor a revisar

(HV-100A o HV-100B). El flujo se desviará por la válvula de alivio (descrita en Paso 1), y la bomba mantendrá la presión en niveles de operación normal (50 PSI y 120 °F).

5. Conectar el comunicador HART y esperar por lo menos 1 minuto. 6. Monitorear el “Cero Vivo” (Live Zero) que se encuentra bajo el menú de

“diagnóstico” del comunicador HART. 7. Registrar los valores de “Cero Vivo” durante un periodo de 30 a 60

segundos. 8. Calcular el promedio aritmético de los valores registrados. 9. Si el promedio calculado excede el rango de ± 150 Lb/hr, se deberá ejecutar

el procedimiento de Puesta a Cero del Medidor. 10. Si el promedio calculado esta dentro del rango de ± 150 Lb/hr, esto indicará

que el medidor esta correctamente calibrado y no hay necesidad de realizar ajuste alguno.

11. Registrar los datos obtenidos en la Bitácora de Operación de la unidad LACT.

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10.5.6.3 PROCEDIMIENTO DE PUESTA A CERO DE LOS MEDIDORES CORIOLIS. 1. Abrir la válvula de alivio ubicada antes de la unidad LACT. 2. Iniciar la operación de la bomba de entrega de producción. 3. Mantener el medidor a calibrar por lo menos 1 hora en operación antes de

iniciar este procedimiento. 4. Cerrar la válvula manual que se encuentra aguas abajo del medidor a revisar

(HV-100A o HV-100B). El flujo se desviará por la válvula de alivio (descrita en Paso 1), y la bomba mantendrá la presión en niveles de operación normal (50 PSI y 120 °F).

5. Conectar el comunicador HART e iniciar el proceso de “Zeroing”. Este proceso tomará alrededor de 3 minutos.

6. Registrar los datos en la Bitácora de Operación de la unidad LACT. 7. Ejecutar el “Procedimiento para Revisar el Cero del Medidor” para verificar

que se Puso a Cero adecuadamente. 10.5.6.4 RECOMENDACIONES PARA UNA ADECUADA PUESTA A CERO. 1. El medidor debe estar adecuadamente montado en la línea. 2. El cable del medidor debe estar conectado al transmisor antes de aplicar

energía al transmisor. 3. El transmisor debe estar funcionando por lo menos 30 minutos antes de

iniciar la Puesta a Cero. 4. El medidor debe estar totalmente lleno de crudo a condiciones de presión y

temperatura típicas. El mejor Cero se obtiene en el punto medio del rango de temperaturas de operación (120 °F).

5. Verificar que la densidad leída durante la Puesta a Cero sea la misma que la observada durante la operación previa del medidor. Densidades menores indicarán que se han formado burbujas de gas por falta de presión en la línea.

Cuando un medidor es adecuadamente Puesto a Cero, el promedio de flujo en condiciones de flujo nulo, debe ser cero. La indicación de flujo puede fluctuar entre valores positivos y negativos, pero el promedio debe ser muy cercano a cero. Si no es así, el medidor deber ser Puesto a Cero nuevamente. Si no se logra obtener un Cero razonable después de 3 Puestas a Cero consecutivas, es probable que cualquiera de las 3 siguientes condiciones este ocurriendo:

1. Existe flujo a través del medidor debido a fuga en la válvula aguas abajo. 2. Hay vapor en el medidor. 3. Hay una interferencia vibracional con el sensor del medidor.

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10.5.7 PROCEDIMIENTO DE ACTIVACIÓN DE LA UNIDAD LACT (MEDIDORES CORIOLIS) EN ANDOAS LOTE 1 AB.

10.5.7.1 OBJETIVO. Establecer las actividades necesarias para poner oficialmente en operación la nueva Unidad de Medición Automática de Crudo (LACT) en la estación de fiscalización de Andoas. 10.5.7.2 SITUACION ACTUAL. El plano 1200-A-P1-107b, Revisión 2, indica claramente las instalaciones que se han hecho para montar e instalar la nueva unidad LACT. La conexión temporal que se indica en color azul fue colocada para poder probar la nueva LACT sin tener que entregar el crudo que sale de esta unidad. Esta conexión envía el crudo medido en la nueva LACT hacia la succión de la bomba de transferencia. Esta conexión simula la entrega futura de crudo al Oleoducto Nor Peruano, con algunas limitantes en cuanto a la presión de descarga y temperatura del fluido. Para evitar la entrega de crudo no medido oficialmente, se instaló la válvula C, la cual actualmente se encuentra con un plato ciego y la válvula esta cerrada y asegurada con una cadena y candado cuya llave mantiene el representante de PERUPETRO S.A. 10.5.7.3 PROCEDIMIENTO. El día acordado para el cambio de unidad LACT, se realizarán las siguientes actividades en presencia de los representantes de PERUPETRO S.A., Petroperú S.A. y el Contratista. 1. Imprimir a las 6:00 a.m. la última Boleta Diaria de Fiscalización con la actual

unidad LACT. 2. Verificar en la nueva unidad LACT que se cumple lo siguiente:

a. Las válvulas manuales (HV-100A, HV-100B) están totalmente abiertas. b. Todas las válvulas automáticas (MOV-xxx) están en operación Remota.

3. En el panel de control de la nueva LACT: a. Poner el Selector 22 (S22) en modo Automático (AUTO). b. Presionar el botón I3/S3 “All Meter Runs off”.

4. Verificar que las impresoras de la nueva unidad LACT se encuentran operativas (prendidas, en línea y con papel).

5. Después de haber drenado las líneas que lo requieran, los operadores del Contratista realizarán las siguientes operaciones: a. Colocar plato ciego en brida D. b. Colocar plato ciego en brida B. c. Colocar plato ciego en brida A. d. Retirar plato ciego de válvula C. e. Abrir válvula E. f. Abrir válvula C.

6. Presionar el botón I1/S1 “Meter Run 100A in Service” en el panel de la nueva LACT, esto pondrá en servicio el Medidor A.

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7. Habilitar un cuaderno para registrar todos los eventos relacionados con los medidores. Dicho cuaderno se denominará “Bitácora de Operación de la Unidad LACT” y se anotarán, entre otros eventos, los siguientes: a. Resultados de las pruebas a los medidores. b. Resultados de la verificación del cero de los medidores. c. Resultados de la puesta a cero de los medidores. d. Cambios en la programación de los computadores de flujo, incluyendo el

número de precinto de seguridad que se está abriendo así como el que se usará para asegurar los computadores después de acabar la programación.

Después de realizar este procedimiento la nueva unidad LACT quedará oficialmente instalada y en uso, y lista para medir en la siguiente operación de la bomba de transferencia. La antigua unidad LACT podrá ser retirada cuando el contratista lo estime conveniente dado que este procedimiento aísla totalmente dicha unidad. 10.6.- PROCEDIMIENTO DE FISCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO MEDIDO CON

MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO O TURBINAS 1. Agitar la muestra contenida en el muestreador haciendo uso de

dispositivos mecánicos por 5 minutos. 2. Tomar del muestreador, una muestra de ± 2,200 cc. El representante del

Comprador retiene 1,000 cc. La diferencia se lleva al Laboratorio de la Contratista o del comprador, según acuerdo de las Partes. Para dar cumplimiento al DS 053-93, las partes involucradas (Contratista, Comprador y Perupetro) periódicamente y según se requiera, con una frecuencia no menor de un mes, recogerán simultáneamente 3 muestras testigos del petróleo crudo fiscalizado, las cuales serán selladas y almacenadas durante 90 días, a partir de su recolección. Verificar que una vez tomada la muestra, sea desocupada completamente el muestreador.

3. En el Laboratorio se determina el agua y sedimento, por el método de centrifugación de acuerdo al procedimiento normado en el API 10.3/ASTM D 4007.

4. En el Laboratorio se determina el API y temperatura de la muestra según la norma API 9.1/ASTM D 1298. Luego se procede a corregir el API a 60ºF haciendo uso de la tabla 5A del API.

5. En el Laboratorio se determina la cantidad de sal de la muestra, según procedimiento normado ASTM D 3230.

6. En el panel de control (caseta de control) estando parado el bombeo, un

tiempo prudencial (acordado entre las partes), se procede a cambiar de medidor, verificar también en la instalación LACT el cierre y abertura de las válvulas de entrada al sistema; procedimiento manual o automático. Pulsar el botón para sacar el ticket de medición. Por diferencia del volumen anterior al actual se obtiene el volumen transferido corregido a 60°F.

7. Descontar el porcentaje de BSW ya determinado, así, se obtiene el volumen neto que es el fiscalizado, cantidad oficial de compra/venta.

8. Llenar la boleta de fiscalización, cuyo formato será aprobado por las

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partes, debiendo ser firmado por cada uno de sus representantes, para certificar su autenticidad, se adjunta un modelo.

10.6.1 OBSERVACIONES. La computadora del panel de control corrige automáticamente el volumen de petróleo a 60°F, teniendo como dato el proporcionado por el transductor de temperatura (ver párrafo 4.4.2), pero no tiene información sobre la gravedad API del fluido, para ello es necesario calcular el factor térmico, cuya fórmula es: C = 1- Ft t – 60 donde:

C: Factor térmico. Ft: Factor de corrección de volumen a la temperatura (t) según tabla 6A de

la norma ASTM D1250. t: Temperatura del fluido en °F.

Cada 3 meses o lo que acuerden las partes, se corrige el factor térmico. Con respecto a la temperatura se asume que es lineal en el rango de las temperaturas de operación. La computadora con la señal del sensor de temperatura calcula Ft haciendo uso de la siguiente fórmula: Ft = 1- C*(t-60) De esta manera la máquina corrige, el volumen a la temperatura de 60°F, permaneciendo C constante en el período determinado. 10.7.- PROBADORES DE MEDIDORES DE FLUJO Los medidores de flujo están afectados por condiciones físicas, desgaste de las partes o acumulaciones de parafina, encostramientos ya descritos en párrafos anteriores. La calibración de un medidor en las condiciones de operación siguiendo un procedimiento estándar, puede eliminar la mayoría de los errores involucrados en la medición y resolver las dudas a cerca de la exactitud de los medidores. Esta calibración es hecha utilizando probadores convencionales de desplazamiento colocados en la línea de transferencia, desde que el probador es virtualmente inafectado por cualquiera de las características ya mencionadas, da resultados de 0.02%. Hay varias ventajas de los probadores de desplazamiento, los cuales tiene una amplia aceptación, alguna de estas son:

1. El probador es un medio fácil y rápido de probar un medidor bajo las condiciones actuales de flujo, presión y temperatura.

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2. Se prestan a un alto grado de automatización. 3. Eliminan errores de observación en tanques. 4. Suministran fácilmente procedimientos estándar para chequeos periódicos. 5. Eliminan problemas asociados con la alta viscosidad de los líquidos, tales

como deposición de líquidos en la superficie del probador. 10.7.1 TIPOS DE PROBADORES DE DESPLAZAMIENTO. Hay dos tipos de probadores de desplazamiento convencional, ellos son los de un solo sentido (unidireccionales) y los de doble sentido (bi direccionales). Nos ocuparemos solamente de este último tipo por ser el que se usa en las operaciones. Los probadores bi direccionales permiten el desplazar un fluido a través de una sección de tubería calibrada en forma de U. El recorrido de una bola entre dos señales detectoras determina el volumen conocido a la vez que el movimiento del flujo es registrado en el medidor. Para comprobar la calibración del probador bi direccional en el campo antes de entrar en servicio, se requerirá de dos o más corridas consecutivas (ida y vuelta), la diferencia en porcentaje de la suma de los volúmenes del probador por corrida con respecto al volumen de la prueba corregida a las condiciones estándar de presión y temperatura debe estar dentro del rango de 0.02% (±0.01% del promedio). 10.7.2 EQUIPO. 10.7.2.1 MEDIDORES DE TEMPERATURA. Los medidores de temperatura, son sensores de un adecuado rango de exactitud en la medida e instalados a la entrada y salida del probador; como temperatura se tomará el promedio de estas dos, sin embargo en caudales altos sólo es necesario colocar un sensor a la salida del probador. 10.7.2.2 MEDIDORES DE PRESIÓN. Al igual que los sensores de temperatura, los manómetros deben tener un adecuado rango y exactitud en la medida, estos dispositivos se colocarán uno cerca al medidor y el otro en el probador. 10.7.2.3 DETECTOR DE SEÑALES. El detector de señales debe tener la facilidad de detectar cuando el desplazador (bola) entra y sale de la sección calibrada con una resolución tal que pulso generado pulso contado. Este dispositivo generalmente es electrónico y que mediante un transductor envía las señales al panel de control. 10.7.2.4 DESPLAZADOR. Es un dispositivo que viaja a través de la sección calibrada, en la que es conocido el volumen de líquido. 10.7.2.4.1 TIPOS. En su origen los desplazadores fueron del tipo lineal, un pistón cilíndrico con

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copas sellantes en el extremo. Sin embargo, éstos fueron mas tarde reemplazados por esferas que por su configuración son más fácilmente adaptables a la tubería. Las esferas o bolas son huecas, hidrostáticamente llenas de líquido, una mezcla de glicol y agua en ambientes muy fríos o aceites bajo presión; debe asegurarse que la esfera en su interior no tenga aire. La ventaja en el uso de la esfera es que actúa como una escobilla, esta acción crea un buen sello que evita la formación de encostramientos en las paredes de la sección calibrada. Durante la corrida la esfera gira, de esta manera el desgaste es uniforme. Las esferas pueden inflarse al tamaño conveniente que encaje en la tubería. 10.7.2.4.2 TAMAÑOS. Las esferas son infladas a un diámetro aproximado de 2 a 3% mayor que el diámetro de la sección interior, para proporcionar resultados satisfactorios. Una expansión mayor causa un exceso en el desgaste y caída de presión sin mejorar el sellado. En el caso que el desgaste se produzca por un prolongado uso sin afectar las condiciones geométricas, fluido adicional puede ser bombeado en el interior de la esfera para restaurar el diámetro deseado. Si la parte exterior de la esfera presenta deformaciones debe ser remplazada por otra esfera en buen estado. 10.7.2.4.3 MATERIALES. Las esferas son hechas generalmente de tres materiales básicos:

1. Neopreno: es flexible, de gran duración, diseñado para operar en presiones menores de 300 psi.

2. Nitrito: es un material fuerte y flexible, las esferas compuestas de este material y jebe comúnmente son usadas en productos refinados, tales como gasolina, kerosene, diesel y para crudos que operan a alta presión.

3. Uretano (urethane): usado en ambiente abrasivo y en condiciones de baja temperatura; en el mercado se le diferencia por su color amarillo.

4. Viton: son sólidas (no inflables) y no efectúan un buen sello, pero son buenas para usarse en fluidos altamente aromáticos desde que el viton es menos afectado al hinchamiento.

10.7.2.5 VÁLVULA DE 4 VÍAS. Esta válvula está diseñada para cambiar el sentido del flujo en el probador, con la finalidad que la esfera se desplace dentro del probador en una ida y vuelta. Por diseño esta válvula asegura que no haya flujos por desvío, de tal manera que todo el fluido pase en la dirección en la que está actuando en ese momento. Los mandos en el cambio de dirección del fluido se realiza automáticamente vía control remoto desde el panel de control. 10.7.2.6 ALOJAMIENTO DE LA BOLA El alojamiento de la esfera o bola es un tubo de un diámetro mucho mayor que la bola, que en su parte superior esta el alojamiento en si, con una tapa que permite sacar, inspeccionar o reemplazar la bola, el tubo tiene una ligera inclinación hacia el probador, para que la bola se desplace hacia el probador o regrese al alojamiento una vez que se haya terminado la prueba.

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10.7.3 REPETIBILIDAD Y PRECISIÓN. El objetivo de un probador es probar la precisión o exactitud de un medidor, sin embargo la precisión no puede ser establecida directamente, porque depende de la repetibilidad del medidor, la precisión de los instrumentos, la inseguridad del volumen del probador. La repetibilidad de la combinación probador/medidor tiene que ser determinada llevando a cabo una serie de mediciones repetidas cuidadosamente y analizando los resultados estadísticamente. La repetibilidad es usualmente adoptada, como el primer criterio para aceptar un probador. Una pobre repetibilidad es una indicación inmediata que la performance del probador no es satisfactoria, buena repetibilidad no necesariamente indica una buena exactitud debido a la posibilidad de un error sistemático no conocido. Los operadores deben mantenerse vigilantes para detectar tales errores. En condiciones de operatibilidad, se realizan en períodos determinados según acuerdo de las Partes, pruebas de repetibilidad, efectuando cinco corridas consecutivas (ida y vuelta), anotando los pulsos generados por corrida. La desviación máxima entre corridas usualmente será <=0.02% para probadores convencionales (±0.01% con respecto al promedio). Para probadores de volumen pequeño menores a 10,000 pulsos con respecto a su volumen de desplazamiento (probadores no convencionales) se sigue el mismo método, pero la desviación máxima entre corridas será usualmente ≤0.05% (±0.025 el promedio). Si el mismo tipo de probador trabaja con un medidor de desplazamiento positivo, que en su interior tiene un tren de engranajes, ejes, acoplamientos, etc. La prueba de repetibilidad se realizará incrementando el número de corridas en 10, de esta manera la desviación máxima entre corridas será ≤0.10% (±0.05% el promedio). 10.7.4 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE LOS MEDIDORES

(DESPLAZAMIENTO POSITIVO O TURBINAS) Se ha tomado como base el procedimiento seguido por la contratista Occidental Peruana Inc por su formato muy similar al preparado por el API el cual es bastante didáctico y cumple con las normas dadas en capítulo 12, sección 2 del API. 10.7.4.1 INFORMACIÓN PREVIA REQUERIDA. Date Fecha de la prueba Meter Nº Número del medidor Reporte Nº Número de Reporte, de la forma AA-xxx donde AAes

el año corriente y xxx es un número correlativo por cada prueba realizada en dicho año.

Current Meter Factor Factor del Medidor actual, calculado en la última minuta firmada por las partes.

Flow Rate Se calcula de la siguiente manera: a: Resetear el contador de pulsos

(poner a cero). b: Activar un minuto (60 segundos) el

contador de pulsos. c: Aplicar la sgte. fórmula:

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Rate (BPH) = Pulsos* 0.06 (1) Temperatura Leída en el panel en grados Farenheit Presión del Medidor Leída en las instalaciones Presión del Probador Promedio de las presiones de entrada y salida del

probador [Presión 1 y 2 del probador ver fig.)] (1) Considerar que son 1000 pulsos por barril. 10.7.4.2 PROCEDIMIENTO.

1. Calcular el promedio de los “Rates” de entrega de crudo al Comprador de los 7 últimos días.

2. Abrir la válvula manual que conecta el Prover a la línea del Comprador (V1 en Fig.).

3. Abrir desde el panel la válvula automática que conecta al medidor (1 o 2) en servicio al Prover (V2 en fig).

4. Cerrar desde el panel la válvula automática que conecta el medidor con la línea del Comprador (V3 en fig.).

5. Esperar un tiempo razonable, depende de la capacidad del prover ± 30 minutos, a fin de obtener condiciones estables de presión y temperatura (temperatura del prover igual a la del medidor).

6. Calcular el Flow Rate de transferencia de crudo al Comprador (de acuerdo al párrafo anterior).

7. El uso del Prover altera las condiciones normales de bombeo como presión y flow rate, por lo tanto ajustar las revoluciones de las bombas hasta obtener un flujo similar (± 50 BPH) al calculado en el punto 1.

8. Resetear (poner a 0) el contador de pulsos. 9 Anotar la presión y temperatura del medidor y probador al momento de la

prueba. 10. Activar el Probador (Bola) de izquierda a derecha (Left to Right) y esperar a

que el contador de pulsos se detenga. 11. Anotar los pulsos leídos en la columna “Half trip pulses”. 12. Esperar 20 seg y activar el Prover de derecha a izquierda (Right to Left) y

esperar a que el contador de pulsos se detenga. 13. Anotar el número de Pulsos registrados en la columna “Total Pulses”. 14. Repetir los pasos 8 al 13 por cuatro veces más hasta obtener datos de 5

corridas consecutivas. 15. Calcular el promedio de pulsos por corrida y anotarlo en el formato

redondeando sin decimales. 16. Usar la temperatura (T) para obtener el factor Cts de la “Table A-1

Temperature Correction Factors for Mild Steel” y anotarlo en el casillero respectivo.

17. Usar la presión en el Prover para obtener el Cps de la “Table A-3 Pressure Correction Factor for Mild Steel” en la columna correspondiente.

18. Usar el API a 60°F y la temperatura para entrar a la tabla 6A (del API) disponible en el campo para todos los rangos API y obtener el CTL (Correction for temperature on liquid) y anotarlo en el casillero respectivo.

19. Usar el API y la temperatura para entrar a la Tabla 1 y obtener el “Factor de Compresibilidad” del crudo.

20. Usar el “Factor de Compresibilidad” hallado en el paso anterior y la presión del Prover para entrar a la tabla “Correction for Pressure on liquid” y

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obtener el factor CPL. Anotarlo en el casillero respectivo. 21. Realizar las operaciones aritméticas indicadas en la sección “Field

Calculations”, a fin de obtener el “Prover Meter Factor”. A. Corrected Prover Volume:

CPV = (Base Volume at 60°F and 0 psi) xCts xCps xCTL xCPL Redondear a 4 decimales.

B. Corrected Meter Volume: CMV = [ (Total Pulses Avg)/1,000) xCTL

C. Proven Meter Factor. PMF = CPV / CMV Redondear a 4 decimales.

22. Abrir desde el panel la válvula automática que conecta al medidor con la línea del Comprador (V3 ver fig.).

23. Cerrar desde el panel la válvula automática que conecta al medidor (1 o 2) en servicio al Prover (V2 ver fig.).

24. Cerrar la válvula manual que conecta el Prover a la línea del comprador (V1 ver Fig.).

Nota: En algunas Contratistas los datos de obtención de los factores Cts, Cps, CTL, CPL están introducidos dentro de la computadora, de tal manera que estos factores se obtienen automáticamente; sin embargo los Supervisores de Fiscalización tendrán que verificar que estos valores tengan validez, haciendo uso de las tablas que se adjuntan, para comprobar que la linealidad del factor de medición se mantenga dentro de los rangos especificados (ver párrafo 4.4.4).

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CAPITULO 11

MEDICION DE GAS NATURAL EN FLUJO CONTINUO 11.1.- INTRODUCCIÓN La fiscalización es la caja registradora en la industria de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. La medida, muestreo y análisis, son las tres condiciones principales para tener un valor correcto en la compra/venta del gas, si una de estas tres condiciones da resultados no satisfactorios, la determinación del valor del gas no será el adecuado. En nuestras operaciones actuales, la producción de gas es un producto asociado a la producción del petróleo, la cual es casi en su integridad utilizado para la generación de electricidad. Por ello no se justifica el uso de equipos sofisticados, hasta que entre en explotación yacimientos gasíferos como el de Camisea, sin embargo los equipos tradicionalmente empleados utilizan el avance de la electrónica y equipo digital para dar resultados rápidos y confiables y de esta manera optimizar los costos y producción. La elección de un medidor depende del volumen involucrado y del rango de producción, entre los límites máximo y mínimo del flujo, que un medidor pueda manejar. Hay una serie de medidores, pero el que más se adecúa a nuestras operaciones es el medidor de orificio. 11.2.- MEDIDOR DE ORIFICIO El medidor de orificio es 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. La figura en la página siguiente es un diagrama que ilustra la instalación de un medidor. El principio básico de un medidor de orificio es reproducir las condiciones ideales de un flujo turbulento concéntrico. La brida de orificio debe de estar instalado con un tramo recto antes y después de ella. Al comienzo estos tramos fueron extremadamente largos (±35’ a 40’) para producir las condiciones de flujo concéntrico, pero con el diseño del enderezador de venas de flujo y dándole una mejor exactitud a la parte interior de los tubos, la longitud se redujo considerablemente. Así para un medidor de orificio de 3”, ahora la longitud recta puede ser de 6’ aproximadamente. El enderezador de flujo consiste de un haz de pequeños tubos, el cual es colocado delante de la brida de orificio, cuya finalidad es eliminar los remolinos creados por válvulas y conexiones instaladas anteriores al punto de medición. De esta manera se reduce el tramo recto y se garantiza una mejor medición. El AGA (American Gas Association), tiene especificaciones para la mínima longitud del tramo recto antes y después de la brida de orificio dependiendo de las perturbaciones que pudiera haber delante de la instalación o si un enderezador de venas es usado. La figura adjunta muestra la longitud del tramo recto para la relación del orificio al diámetro de la tubería, antes y después del punto de

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medición. 11.3.- TIPOS DE MEDIDORES DE ORIFICIO El registro de la presión estática y la presión diferencial se lleva a cabo por medio de un medidor diferencial tipo fuelle o tubo de mercurio en U. Un reloj hace girar la carta a la vez que una pluma registra continuamente esas presiones. La presión diferencial es usualmente una línea ondulante y muestra la caída de presión a través del plato de orificio, mientras que la estática es lineal y registra la presión de la línea. Los medidores de mercurio están fuera de uso para fines de fiscalización, sólo se describirá los medidores de fuelle. 11.3.1 MEDIDOR DE FUELLE. El medidor de presión diferencial tipo fuelle es simple y confiable, aun en instalaciones dificultosas. El medidor de fuelles no requiere mercurio ni una nivelación crítica para operar y no es afectado por condensación de líquidos. Otra de sus ventajas es la alta velocidad de respuesta con un alto torque, facilitando que este medidor se conecte fácilmente a un dispositivo de cómputo. La figura adjunta corresponde a un medidor de presión diferencial de fuelles. El tipo fuelle consiste de dos espacios herméticamente sellados a prueba de aire, llenados con un líquido especial como glicol. Los fuelles están conectados a un repartimiento común, el cual divide la cámara de presión en dos secciones. Los fuelles se conectan por medio de una de una varilla central, el líquido por compresión hace actuar ambos fuelles a través de un tornillo amortiguador y un pequeño pasaje adicional en el centro del repartimiento. El movimiento de la varilla es limitado por el rango del resorte más la constante inherente del resorte y el tubo torque. Cuando la presión es ligeramente mayor en una cámara con respecto a la otra, la compresión de los fuelles causará que el líquido fluya a través del orificio del tornillo amortiguador al otro lado del fuelle, causando a que se expanda. El movimiento resultante de la varilla es transferido al tubo torque y éste a su vez transmite la acción a la pluma registradora. La velocidad de respuesta puede ser cambiada por el tornillo amortiguador ajustable en la parte exterior. Una pequeña porción del líquido también fluye a través del espacio libre entre la separación central y la varilla central. El medidor de presión diferencial tiene una válvula de retención, la cual está asegurada a la varilla central y sella el ensamblaje del fuelle, si excesivas presiones diferenciales ocurren. Una cápsula para el líquido situada en lado superior de la cámara conectada al sistema principal de los fuelles sirve como un dispositivo de expansión para cambios de temperatura ambiental. El medidor de fuelle tiene amplio uso y muchas aplicaciones, donde es bastante dificultoso o imposible para obtener mediciones satisfactorias con medidores tipo mercurio. Esta particularidad elimina el problema de condensado que ocurre en los medidores tipo mercurio. La correcta instalación es esencial para una adecuada operación y exactitud de

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cualquier aparato de medición. En la medición de gas, el medidor debe estar montado muy cerca a la brida de orificio para tener la ventaja del drenado automático, nivelación no es requerida aunque el cuerpo del medidor debe estar firmemente soportado a la tubería con un razonable nivel, y protegido tanto como sea posible de vibraciones, golpes o temperaturas extremas. Aunque el medidor de fuelle requiere de muy poco mantenimiento, una periódica inspección debe ser hecha. La inspección incluirá una verificación visual de toda la instalación, junto con el chequeo del cero de la presión estática y diferencial. 11.4.- PLATOS DE ORIFICIO El plato de orificio es un delgado plato de acero con una abertura circular en el centro. Este plato, sin embrago, debe ajustarse a ciertas especificaciones, si se desea una medición exacta. Ellas son:

1. El espesor de los platos de orificio para tuberías de 2” a 10” de diámetro nominal, varía entre un mínimo de 0.115” a un máximo de 0.319”, mientras que para una tubería de 12” el espesor de los platos de orificio, varía de un mínimo de 0.175” a un máximo de 0.398”. Para mayor información referirse a la tabla 2-4 capítulo 14, sección 3 del API. Estos valores son recomendados por ANSI/API y GPA 8185.

2. La cara anterior del plato de orificio debe ser completamente lisa tanto como sea posible, y se instalará perpendicularmente al eje de la tubería. Estos platos son normalmente construidos de aleaciones de acero inoxidable.

3. El borde del orificio (abertura circular), de la cara anterior debe ser rectangular, plano y cumplir ciertas especificaciones, el espesor no debe exceder de:

1/8” del diámetro del orificio. Si el espesor del plato de orificio deba ser mayor, que el permitido por estas limitaciones, el lado posterior debe ser biselado a 45° o menos para cumplir con los requerimientos indicados.

4. El diámetro del orificio debe estar próximo como sea posible al diámetro utilizado para el cálculo del factor de orificio usado en el computo del gas, la tolerancia con respecto al factor de orificio variará de un mínimo de ±0.003” para un diámetro de orificio de 0.25” a ± 0.005” por pulgada para diámetros de orificio mayores que 5.000”.

5. Para mediciones comerciales, la relación entre el diámetro del orificio al diámetro de la tubería (la relación beta) debe estar dentro de los siguientes límites:

Para medidores que usan bridas roscadas: de 0.15” a 0.7” Para medidores que usan tubos roscados: de 0.20” a 0.67”

El plato de orificio es un dispositivo preciso al que debe darse el cuidado conveniente por su valor intrínseco. Cuando el plato de orificio no se usa, su superficie debe cubrirse su con una delgada capa de grasa, almacenado en superficies planas y nunca colgarse de un clavo o gancho. Estos platos deben ser comprados solamente a fabricantes que trabajen con las especificaciones “AGA”.

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11.5.- MANTENIMIENTO DE LOS MEDIDORES DE ORIFICIO 11.5.1 MANTENIMIENTO DE RUTINA. La exactitud en la medición de gas de un medidor de orificio depende de su diseño y condición de operación. El hecho que un flujo de gas esté pasando a través de un medidor de orificio, no asegura una medida exacta. Para mejores resultados, un programa de inspección rutinaria para los medidores debe ser establecido y verificarse diariamente, si es posible.

1. Dar cuerda al reloj y verificar la hora, la cual tendrá una razonable exactitud (15 minutos ganados o perdidos en 24 horas es razonable).

2. La carta debe estar adecuadamente colocada en el medidor y las plumas con tinta para que tracen las curvas en la carta.

3. La pluma de presión diferencial debe estar marcando dentro de los rangos de la carta; de lo contrario se requiere un tamaño mayor de orificio.

4. El brazo diferencial es ajustado para que el trazado de la pluma siga el arco de la carta.

5. El tiempo de retraso entre las plumas diferencial y estática depende del tipo de carta que se use, así para una carta de 24 horas el retraso debe ser aproximadamente de 15 minutos y para una carta de 7 a 8 días, el tiempo de retraso debe ser aproximadamente de 1 hora y 45 minutos.

6. Chequear los ceros de la presión diferencial y estática. 11.5.2 OTRO MANTENIMIENTO. A diferencia del mantenimiento de rutina que se efectúa diariamente, hay otro tipo de mantenimiento que debe realizarse con cierta frecuencia, así:

1. La calibración de los medidores de orificio debe hacerse por lo menos cada 6 meses, naturalmente si errores en la medición se detectan, la calibración será hecha con mas frecuencia. Algunas compañías de venta de gas estipulan que la calibración debe efectuarse mensualmente.

2. Sacar el plato de orificio para inspección. El plato de orificio es la parte más importante del equipo de medición, frecuentemente el registrador o medidor en sí es calibrado y ajustado, pero la inspección del plato de orificio a veces no se hace. Las siguientes reglas para la inspección del plato de orificio deben ser hechas:

a. Medir el diámetro interior del plato con un micrómetro, esta medida debe estar de acuerdo con la medida inicial con la cual se efectuó el cálculo.

b. El plato debe estar completamente plano. c. El borde del orificio, cara anterior, debe continuar siendo rectangular

y afilada. Si uno de los bordes está biselado, usar éste para la cara posterior.

d. El plato debe estar limpio y libre de picaduras o abrasiones. e. Verificar las conexiones del plato de orificio; negligencia en el

mantenimiento de estas conexiones frustra el propósito para el cual fue diseñado. Inspecciones y mantenimiento regular son requeridos para evitarse molestias en las operaciones. Un programa de engrase periódico de estas conexiones deben establecerse.

f. Probar el manifold (conexiones de tubos y válvulas) para detectar fugas mediante el uso de una solución jabonosa.

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g. Aunque no es costumbre, bajo ciertas condiciones puede efectuarse la inspección del interior de los tubos de cobre (de la brida orificio al medidor). Casos han ocurrido en que se encontraron interiormente obstrucciones que originaron serios errores de medición que comprometieron costos y proyectos.

11.6.- CONEXIONES DE ORIFICIO “SENIOR FITTINGS” La fabricación de las conexiones de orificio “Senior Fittings” permiten sacar los platos de orificio para inspección o reemplazarlo por otros mientras la línea permanece operativa, sin ser alteradas las variables de presión y caudal de gas. Este dispositivo consta interiormente de dos cámaras, una inferior en la que circula el gas y normalmente está el plato de orificio, y una superior que se utiliza, cuando por diferentes circunstancias se requiere sacar el plato. Entonces una manivela levanta el plato para colocarlo en la cámara superior a la vez que una válvula cierra el ambiente entre las dos cámaras aislándolo, luego la presión en la cámara superior se desfoga, permitiendo de esta manera sacar el plato de orificio. Para normalizar las condiciones de operación, se abre la válvula a la vez que se baja el plato de orificio para que regrese a las condiciones originales. La operación de cambio de plato es segura, ahorra tiempo de operación y costos. 11.7.- CÁLCULO DEL GAS QUE FLUYE POR LOS MEDIDORES DE ORIFICIO El cálculo del volumen de gas que pasa por un medidor de orificio se calcula haciendo uso de la siguiente ecuación: ____ Q = C’ √ hw*Pf 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). Esta ecuación es empírica derivada principalmente de leyes fundamentales de física, incluyendo la conservación de energía, velocidad, aceleración gravitacional y las leyes ideales de gas. La raíz cuadrada de hw y Pf se obtienen directamente de la carta de presión. Al valor de la presión estática tiene que sumarse la presión atmosférica del lugar. La constante de orificio C’ es el resultado del producto de los siguientes factores: C’ = Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm. donde: Fb = factor de orificio.

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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). De todos estos factores, el mas importante es el Fb (factor de orificio) que tiene que ver con el diseño, construcción e instalación del medidor de orificio, cuyo fundamento se ha explicado en el subtítulo “Medidores de Orificio” y “Platos de Orificio”, donde se explica la forma como el flujo debe pasar a través del plato de orificio y de las especificaciones que este plato debe tener. El resto de los factores es un complemento para obtener mayor precisión de la constante C’. Todos los factores son obtenidos de tablas que son suministradas por los fabricantes. El cálculo del volumen de gas puede obtenerse en forma manual aplicando la ecuación dada, o por medio de diferentes instrumentos que posteriormente se verán. 11.8.- CARTAS DE MEDIDORES DE ORIFICIO El medidor de orificio es un instrumento que sirve para medir el flujo, el cual registra solamente la presión diferencial y estática contra el tiempo. Estos valores son copiados en una carta que gira de acuerdo al tiempo, las cartas son de 24 horas, 7 días, 8 días y otras especiales. Hay 2 tipos de cartas: la estándar y raíz cuadrada. 11.8.1 CARTAS ESTÁNDAR. La carta estándar, que casi su uso es general, está diseñada para registrar la presión diferencial en pulgadas de agua y la presión estática en psig (presión medida). Hay diferentes tipos de cartas, dependiendo del tiempo de rotación, de los rangos de presión diferencial y estática. 11.8.2 CARTAS DE RAÍZ CUADRADA. Estas cartas, fue ideada para facilitar el cálculo, ya que se leen directamente los valores de la raíz cuadrada de las presiones estática y diferencial. Las desventajas son que estas cartas no son familiares, pudiendo los operadores confundir los valores leídos con los de la carta estándar. Además no se puede verificar el cero de la presión estática porque ésta debe medir la presión absoluta (presión medida más presión atmosférica). Como tal, debe ajustarse el brazo de la estática para que incluya la presión atmosférica complicando la operación. 11.9.- CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS A PARTIR DE LA CARTA DE

PRESIÓN Hay 4 métodos para obtener el volumen a partir de la información registrada en las cartas, el método computarizado se desarrollará posteriormente.

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11.9.1 MÉTODO MANUAL. Este método es muy antiguo, los valores de la presión diferencial y estática se obtienen por simple inspección visual tomando un promedio de las curvas. Conociendo la constante de flujo C’ se tiene todos los datos para desarrollar la ecuación general indicada anteriormente; los operadores de campo lo utilizan como un valor referencial, ya que no es fácil obtener el factor correcto C’. Es necesario tener en cuenta que a la presión estática hay que adicionarle la presión atmosférica antes de sacar la raíz cuadrada y luego proceder a multiplicar por la constante C’. 11.9.2 PLANÍMETRO SIMPLE. El área de los valores registrados de la diferencial y estática, se obtienen por este método, sin embargo, matemáticamente el promedio de la raíz cuadrada de una serie de valores no es igual al promedio de la raíz de la raíz cuadrada y desde que ambas, presión estática y diferencial varían sensiblemente con el tiempo, este método es raramente usado. 11.9.3 PLANÍMETRO DE RAÍZ CUADRADA. Esta diseñado para promediar la raíz cuadrada de una variable cuando se pasa por las curvas estática y diferencial de la carta. Sin embargo desde que este instrumento funciona leyendo una variable; generalmente la diferencial, la otra variable debe permanecer relativamente constante, a fin de que el instrumento dé valores razonablemente correctos. Desde que estas condiciones raramente existen, este método es de poca aplicación. 11.9.4 MÉTODO DE INTEGRACIÓN El integrador es un aparato manufacturado inicialmente por la “Pittsburg Equitable Meter Company”. Este instrumento ha sido aceptado por la industria con fines de fiscalización de gas, debido a sus resultados confiables, su funcionamiento se basa en la integración mecánica de la lectura de la carta. El integrador es como un lector de los valores de la carta al girar ésta y multiplicar conjuntamente tiempo, raíz cuadrada de la presión diferencial y raíz cuadrada de la presión estática, totalizando los valores al tiempo que gira la carta, luego se multiplica por el factor C’, calculando conforme a la ecuación, el flujo de gas en pies cúbicos por hora o por día o en miles de pies cúbicos por día (mcf), como mejor convenga. 11.10.- TRANSDUCTORES DE PRESIÓN Un transductor de presión es un transformador de señales mecánicas a eléctricas, los elementos sensitivos mecánicos que registran presiones son; el burdon, fuelles o diafragmas, que al generar un movimiento lo transmiten a una resistencia variable de un “puente de wheatstone”. Esta variable se calibra para que no permita el pase de corriente, cuando no recibe ninguna señal mecánica de los dispositivos indicados (no hay flujo). Si hay flujo de gas la resistencia variable del puente se activa y deja pasar corriente eléctrica proporcional a la presión, señal que se digitaliza en la computadora.

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11.11.- TRANSDUCTORES DE TEMPERATURA Los transductores de temperatura suministran señales eléctricas de compensación por temperatura, que se conectan en serie con los transductores de presión estática y diferencial, produciendo una señal compuesta proporcional a (P/T o h/T), ver párrafo 5.13. Este dispositivo consiste de un elemento sensitivo a la temperatura sumergido en una grasa de silicona, dispuesto dentro de un tubo de acero inoxidable, que en la parte superior lleva un caja de empalmes. El elemento sensitivo es colocado dentro de un tubo protector ó termopozo (thermowell), el cual consiste de un par de resistencias de diferente metal, la variación de la resistencia es inversamente proporcional a la temperatura y no es una función lineal, los rangos de variación que da información correcta están calibrados para gravedades de gas que varían de 0.5 a 0.7. 11.12.- MUESTREADORES DE GAS La toma de una muestra de gas requiere de técnicas específicas, que aseguren que es una muestra representativa del gas que está fluyendo por una tubería en una sección que tenga un flujo uniforme, evitando alteraciones que puedan producirse por válvulas, codos, tees, etc. Además que esté exenta de líquidos o sea que debe estar encima del punto de rocío (dew point); en este caso puede utilizarse cualquier muestreador. Si el gas está muy cerca al punto de rocío se requerirán muestreadores especiales, para evitar la condensación de líquidos. En general un flujo turbulento es ventajoso para el muestreo, porque reduce la posibilidad de separación de los hidrocarburos componentes del gas. 11.12.1 TIPOS DE MUESTREADORES. 11.12.1.1 MUESTREADOR DE TUBO RECTO El tubo muestreador penetra hasta el centro del tercio inferior de la tubería. Para ello se requiere que en la superficie del tubo tenga un cople, con su válvula y aditamentos especiales para introducir y sacar el probador, así como conexiones para recolectar las muestras en el muestreador. Estas muestras son instantáneas y se toman de acuerdo a las consideraciones dadas en el párrafo anterior a la presión y temperatura del flujo para ser analizadas en el Laboratorio. 11.12.1.2 MUESTREADORES REGULADOS Estos muestreadores se instalan con fines industriales o de compra/venta de gas, el muestreo y análisis es continuo. Consiste de una válvula de diafragma, que según diseño reduce la presión en el asiento; esta reducción puede producir condensación, por ello tiene una resistencia térmica encima del asiento que evita este problema. Además tiene los siguientes aditamentos: - Un marcador de tiempo (“timer”) actúa la válvula de diafragma, para que tome

la muestra en períodos determinados. - Un probador que penetra en la línea de flujo, en la posición ya indicada para la

toma de muestras. - Un muestreador recolector que recibe la muestra en un tiempo determinado.

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Estos muestreadores pueden conectarse a un analizador, que automáticamente determina los hidrocarburos componentes del gas. 11.13.- COMPUTADOR DE FLUJO DE GAS Las desventajas por error manual de la medición de gas por el método de integración son minimizados por el uso de instrumentos electrónicos que dan lecturas directas. El computador toma en principio como base los mismos dispositivos convencionales utilizados para medir el gas, como los platos de orificio, el medidor de fuelle y el termómetro. Con estas informaciones los transductores (ver párrafos 5.10 - 5.11) convierten las señales de presión y temperatura en señales eléctricas; así se tiene:

- El transductor de presión diferencial (h). - El transductor de presión estática (P). - El transductor de temperatura (T).

La memoria del computador integra esta información, con datos que se le introducen; como el diámetro interior de la línea, del plato de orificio y las tablas que calculan el factor C’. C’ = Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm La gravedad del gas se ingresa como dato desde el panel o la computadora lo toma como una señal desde el cromatógrafo. Con todos estos valores, variables y fijos desarrolla la fórmula: _____ Q = C’ √ hw*Pf Los resultados los muestra en el panel del control, en ticket, reporte, etc. Convierte los MCF en BTU cuando se dispone de un cromatógrafo. 11.14.-COMPOSICIÓN DE LOS GASES A PARTIR DEL ANÁLISIS DEL

CROMATÓGRAFO La composición de los elementos constituyentes de un gas natural, es obtenida empleando, el método expuesto en el GPA estándar 2261, “Method of Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography”. Del análisis obtenido a partir del cromatógrafo (expresado en fracción de mol) y por medio de cálculos se obtiene el poder calorífico, gravedad específica y factor de compresibilidad, cuyas ecuaciones y tablas están dadas en el API, capítulo 14, sección 5. 11.14.1 PODER CALORÍFICO. El poder calorífico de un gas natural es el número de kilojoules [Britsh Thermal Units (BTU)] producido por la completa combustión a una presión constante, de un pie cúbico estándar de gas (referida a la temperatura de 60 °F y una

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atmósfera de presión o 14.7 psia). Un BTU es igual a 1.055 kilojoules. 11.14.2 GRAVEDAD ESPECÍFICA REAL. La gravedad específica real de un gas, es la relación de la densidad de un gas referida a las condiciones de presión y temperatura observadas, con respecto a la densidad del aire seco a la misma temperatura y presión. La gravedad de un gas ideal, es la relación del peso molecular de la mezcla gaseosa al peso molecular del aire. 11.14.3 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD. El factor de compresibilidad, más conocido como factor Z, es la relación del volumen actual de gas a una temperatura y presión dada, al volumen de un gas ideal a las mismas condiciones. 11.15.- ECUACIONES DE LAS PROPIEDADES DEL GAS NATURAL 11.15.1 CÁLCULO DEL PODER CALORÍFICO. El valor del poder calorífico de un gas ideal H es calculado como sigue: H = X1H1 + X2H2 + X3H3 + ............ + XnHn donde: X1 , X2 , .........Xn = Es la fracción molar de los componentes. H1 , H2 , ........Hn = Valores del poder calorífico ideal de los componente El valor H es corregido a las condiciones de un gas real mediante la siguiente ecuación: Hr = H/Z. donde: H = Valor del poder calorífico de un gas ideal, en BTU/ft³. Z = Factor de compresibilidad. Hr = Valor del poder calorífico de un gas real en BTU/ft³. 11.15.2 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA. La gravedad específica de un gas ideal es calculado como sigue: G = X1G1 + X2G2 + X3G3 +............ + XnGn donde: X1 , X2 , ...........Xn = A la fracción molar de los componentes. G1 , G2,............Gn = La gravedad específica de los componentes (generalmente a 60ºF). La gravedad específica G es corregida a las condiciones de un gas real, mediante la siguiente ecuación: Gr = G/Z* (0.99959) 11.15.3 CÁLCULO DEL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD. El factor de compresibilidad a 60 °F y una atmósfera de presión, para la mezcla de los componentes de un gas es calculado como sigue:

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__ __ __ __ Z = 1 - ( X1√ b1 + X2√ b2 + X3√ b3 + .........Xn√ bn )² + [2Xh - (X h )² ] (0.0005) donde: __ __ __ __

√ b1, √ b2 , √ b3 ....... √ bn = Suma de los factores de los componentes que no sean hidrógeno.

Xh = Fracción molar del hidrógeno. b = Desviación de la ley de los gases a 60 °F y una atmósfera de acuerdo a

relación b=1-Z, excepto para H2, He y CO2. 11.16.- CROMATÓGRAFO DE GASES El cromatógrafo es un instrumento que analiza, los componentes de un gas por inyección de una muestra de gas, la cual la separa en sus componentes y los identifica y mide separadamente, es usado para el análisis de gases, líquidos y sólidos en su fase vapor. Sólo nos ocuparemos del cromatógrafo de gases. El método de análisis es por un proceso de baches. La muestra que es una representación correcta del gas por analizar, es inyectado por partes, tan pronto como sea posible. En la figura adjunta se indica los elementos básicos del funcionamiento de un cromatógrafo de gases. El proceso consta de las siguientes fases:

1. El gas fluente, que contiene los componentes por analizar. 2. El muestreador, que mide e inyecta por baches la muestra a la columna. 3. La columna cromatográfica que separa individualizando los componentes

de la muestra. 4. La cámara que controla la temperatura, que es alojamiento de por lo

menos la columna y el detector. 5. El detector, que detecta los componentes del gas fluente. 6. El integrador/controlador que mide la concentración de los componentes.

11.16.1 LA COLUMNA CROMATOGRÁFICA. La columna cromatográfica es el corazón del cromatógrafo, aquí los componentes de la muestra son separados, identificados y medidos. La columna es un capilar de (1/16” a 1/4”) de diámetro externo y hasta 30’ de largo empaquetado con partículas que se describirá a continuación. El cromatógrafo de gas tiene dos fases, una fluente que corresponde a la corriente de gas y la otra estacionaria que corresponde al empaquetamiento. Si la fase estacionaria es de partículas sólidas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-sólido y la separación de los componentes es llevado a cabo por una adsorción selectiva de los componentes sobre la superficie de las partículas. Si la fase estacionaria es un revestimiento líquido de las partículas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-líquido y la separación de los

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componentes de la muestra, es el resultado de la repartición de cada componente entre las fases vapor y el solvente no volátil (fase estacionaria) la cual está revestida en las partículas inertes (soporte sólido). El solvente (fase estacionaria) retiene los componentes de la muestra de acuerdo al coeficiente de distribución, hasta que ellos formen bandas separadas de los componentes del gas y son registradas en función al tiempo por el sistema registrador, dicho en otras palabras, el coeficiente de distribución separa los componentes de la muestra de acuerdo al peso molecular de los componentes de menor a mayor, el menos pesado, metano se registrará primero, luego el etano, propano y así hasta llegar a los hidrocarburos mas pesados. El cromatógrafo tiene un “software” en la que se ha introducido como datos el poder calorífico (BTU), la gravedad específica y el factor de compresibilidad de cada uno de los hidrocarburos componentes del gas y como la separación de estos componentes es función del peso molecular determina la fracción molar, dato requerido para preparar el reporte. 11.17.- SOLAR FLOW El “solar flow” es un equipo que aprovecha tecnología de punta para fiscalizar el gas producido en el campo. Consta de dos partes principales que se conectan entre si y ambas emplean un mismo “software” introducido en la memoria de la computadora:

- El medidor de flujo. - El cromatógrafo.

El medidor de flujo emplea dispositivos tradicionales como los platos de orificio (ver párrafo 11.4), el medidor de fuelle (ver párrafo 11.3.1) y termómetro, transmiten la información de presión estática y diferencial haciendo uso de los transductores de presión (ver párrafo 11.10) y los transductores de temperatura (ver párrafo 11.11). Todos estos datos lo toma la computadora para resolver las ecuaciones:

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

Q = C’ √ hw *Pf y determinar el volumen de gas transferido automáticamente a condiciones estándar de presión y temperatura (ver párrafo 11.13). El cromatógrafo toma muestras de gas por baches (ver párrafo 11.16) y la descompone en los hidrocarburos componentes del gas (ver párrafo 11.16.1) para obtener el poder calorífico, la gravedad específica, el factor de compresibilidad. La gravedad específica también la utiliza para calcular el factor Fg componente del factor C’. La impresora imprime dos reportes, uno del volumen de gas y el otro de los resultados del cromatógrafo.

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Este equipo “solar flow” se utiliza en Talara para fiscalizar el gas producido en el Lote X contratista Perez Companc y en Lote Z-2B contratista Petrotech y en Aguaytía Lote 31C contratista Aguaytía Energy. 11.18.- CONSIDERACIONES SOBRE OTROS MEDIDORES DE FLUJO Los medidores de flujo, de desplazamiento positivo, turbina y masa detallados en los párrafos (10.3, 10.4 y 10.5) respectivamente, han sido diseñados para medir líquidos, pero sin embargo pueden medir gas, bajo ciertas consideraciones que se explicaran a continuación. 11.18.1 CONSIDERACIONES GENERALES.

1. La principal razón es la económica, el costo de instalación y mantenimiento de estos medidores, es mucho mas costoso que el sistema actual de medición con platos de orificio, automatizado (solar flow).

2. Los medidores de desplazamiento positivo y turbina miden flujos de una sola fase, en el supuesto que se decida cambiar la medición actual de platos de orificio a estos medidores, también se debería reubicar los puntos de fiscalización, para que no sean en los terminales si no en los puntos iniciales, ya que la condensación de los gases, durante el transporte podría afectar la precisión de los mismos.

11.18.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES.

1. Los medidores de desplazamiento positivo, por diseño están construidos para medir fluido viscosos como petróleo y productos mas pesados que éste, la posibilidad de que midan gas natural es remota.

2. Los medidores de turbina, por diseño si pueden medir gas natural, el inconveniente es que la medición está afecta a las variables de presión y temperatura, viscosidad de los fluidos. Se tendría que tener un mayor control que el actual (platos de orificio), para que los valores de linealidad y repetibilidad estén dentro de los rangos determinados, a fin de tener buena precisión en las medidas.

3. Los medidores de masa si pueden medir gas natural, no están afectos a las variables de presión, temperatura, viscosidad, pueden medir sin afectar su precisión indistintamente todos los rangos de los hidrocarburos, desde los mas pesados hasta los mas livianos. Justifica su instalación para medir grandes volúmenes de gas, por lo que se podría considerar en el futuro una opción para la fiscalización del gas de Camisea. Se requeriría de un cromatógrafo para determinar el poder calorífico del gas, (BTU) necesario para la compra/venta.

11.19.- PROCEDIMIENTOS DE FISCALIZACIÓN DEL GAS En el punto de fiscalización coinciden los contratistas productores de gas como Vendedores y los usuarios como Compradores; la compra/venta es supervisada por PERUPETRO S.A. Todos los puntos de fiscalización de gas tienen un medidor de orificio tipo fuelle instalado tanto por el vendedor como por el comprador en el Punto de Fiscalización.

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11.19.1 VENDEDORES QUE TIENEN UNA INSTALACIÓN “SOLAR FLOW”.

1. El Vendedor/Comprador y el Supervisor de Fiscalización verificaran visualmente el buen estado de los discos, así como los reportes impresos del volumen y composición del gas, que se sacan diariamente y firmarán dando su conformidad.

2. Los discos son enviados a la planta del Comprador, para ser leídos en el integrador, diferencias ≥ al 3% del volumen de gas con respecto al volumen de gas calculado por la computadora se considerará como cifra oficial de fiscalización esta última.

3. Si el volumen del gas calculado por la computadora es mayor al 3% con respecto a los discos leídos en el integrador, se considerará como volumen del gas fiscalizado, el obtenido por el disco del comprador, según acuerdo de las partes hasta corregir las anormalidades en todo el sistema: computadora del solar flow, integrador, medidores de fuelle, platos de orificio, etc, de acuerdo a lo indicado en el párrafo 11.5.

4. El cromatógrafo calcula la composición del gas y el poder calorífico (BTU). Estos resultados los compara con un patrón de gas, que es una muestra representativa que se cambia periódicamente. Si la diferencia es mayor al 0.3%, el cromatógrafo no emite reporte. En este caso se toma como valor fiscalizado el correspondiente al día anterior, temporalmente por una semana hasta que se corrija la falla. Si persistiera la falla por mas de una semana Vendedor/Comprador enviarán a la Refinería del lugar una muestra de gas cuya diferencia en los resultados no debe ser mayor al 0.3%. Se toma como valor fiscalizado el correspondiente al Vendedor.

11.19.2 VENDEDORES QUE SOLAMENTE TIENEN MEDIDOR DE FUELLE.

1. El Vendedor/Comprador y el Supervisor de Fiscalización verificarán visualmente el buen estado de los discos que se sacan diariamente y firmarán dando su conformidad.

2. Los discos son enviados a la planta del Comprador, para ser leídos en el integrador, diferencias ≥ al 3% del volumen de gas con respecto a ambos discos se considerará como cifra oficial de fiscalización el disco del vendedor.

3. Si existiesen diferencias mayores al 3% se considera temporalmente como volumen del gas fiscalizado el disco del comprador, hasta corregir las anormalidades en el integrador, medidores de fuelle, platos de orificio, etc de acuerdo a lo indicado en el párrafo 11.5.

4. Semanalmente Vendedor/Comprador tomarán muestras del gas en el

punto de fiscalización y las enviaran a la Refinería del lugar para determinar la composición y el poder calorífico del gas, las diferencias en los análisis de estas muestras no serán mayores al 0.3%. Se tomará como valor fiscalizado el correspondiente al vendedor. Si la diferencia fuera mayor al 0.3 %, entonces se tomarán otras muestras hasta obtener resultados ≥ al 0.3%.

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Custodio: Gerente del Proyecto del Banco de Datos de PERUPETRO S.A.

Historia de Revisiones Rev. No.

Fecha Implem. Descripción

Preparado por Revisado por Aprobado por

0.0 29-ene-07 Primer borrador B. Ferard, M. Bernal, M. Vidal, T. Fodale

J. Diaz T. Fodale

O. Diaz A. Bandach

1.0 28-mar-07 Primera edición M. Bernal, C. Seijas

J. Diaz T. Fodale

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Tabla de Contenido

1 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS.....................................................................................................4 2 INTERACCIÓN DE PROCESOS.............................................................................................................6 3 PROCESOS.................................................................................................................................................7

3.1 PROCESO DE RECEPCIÓN Y VERIFICACIÓN FÍSICA ...............................................................7 3.1.1 Objetivo ..........................................................................................................................................7 3.1.2 Entradas y Entregables del Proceso..............................................................................................7 3.1.3 Roles ...............................................................................................................................................7 3.1.4 Normas y Procedimientos para la Recepción y Verificación física de información técnica ..........8 3.1.5 Consideraciones ...........................................................................................................................12

3.2 PROCESO DE VERIFICACIÓN TÉCNICA Y CATALOGACIÓN ...............................................12 3.2.1 Documentos Técnicos de Exploración y Producción ...................................................................12

3.2.1.1 Objetivos............................................................................................................................................ 13 3.2.1.2 Entradas y Entregables....................................................................................................................... 13 3.2.1.3 Roles .................................................................................................................................................. 13 3.2.1.4 Normas y Procedimientos .................................................................................................................. 14 3.2.1.5 Certificación de Integridad del dato ................................................................................................... 21 3.2.1.6 Consideraciones ................................................................................................................................. 21

3.2.2 Información Sísmica .....................................................................................................................21 3.2.2.1 Objetivo ............................................................................................................................................. 22 3.2.2.2 Entradas y Entregables....................................................................................................................... 22 3.2.2.3 Roles .................................................................................................................................................. 22 3.2.2.4 Normas y Procedimientos .................................................................................................................. 23 3.2.2.5 Certificación de integridad del dato sísmico ...................................................................................... 33 3.2.2.6 Consideraciones ................................................................................................................................. 34

3.2.3 Información Pozos........................................................................................................................34 3.2.3.1 Objetivo ............................................................................................................................................. 34 3.2.3.2 Entradas y Entregables....................................................................................................................... 34 3.2.3.3 Roles .................................................................................................................................................. 34 3.2.3.4 Normas y Procedimientos para la verificación técnica de base de datos de pozos ............................. 36 3.2.3.5 Certificación de integridad de la información de pozos ..................................................................... 38 3.2.3.6 Consideraciones ................................................................................................................................. 39

3.2.4 Mapas e Información Geográfica.................................................................................................39 3.2.4.1 Objetivo ............................................................................................................................................. 39 3.2.4.2 Entradas y Entregables....................................................................................................................... 39 3.2.4.3 Roles .................................................................................................................................................. 40 3.2.4.4 Normas y Procedimientos .................................................................................................................. 41 3.2.4.5 Certificación de Integridad del dato ................................................................................................... 43 3.2.4.6 Consideraciones ................................................................................................................................. 44

3.3 PROCESO DE CARGA Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS ......................................44 3.3.1 Documentos Técnicos, Mapas e Imágenes ...................................................................................44 3.3.2 Sísmica..........................................................................................................................................45 3.3.3 Pozos.............................................................................................................................................48

3.4 PROCESO DE ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA..........................................................48 3.4.1 Objetivo del Proceso ....................................................................................................................48

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3.4.2 Entradas y Entregables del Proceso.............................................................................................49 3.4.3 Roles .............................................................................................................................................49 3.4.4 Normas y Procedimientos.............................................................................................................50 3.4.5 Consideraciones ...........................................................................................................................51

3.5 PROCESO DE ATENCIÓN EN SALA DE DATOS .......................................................................51 3.5.1 Objetivo ........................................................................................................................................51 3.5.2 Entradas y Entregables.................................................................................................................51 3.5.3 Roles .............................................................................................................................................52 3.5.4 Normas y Procedimiento ..............................................................................................................52 3.5.5 Consideraciones ...........................................................................................................................53

4 FUNCIONALIDADES ADICIONALES ................................................................................................54 4.1 SUBSISTEMA DE COPIADO .........................................................................................................54 4.2 SUBSISTEMA DE CONTROL DE CALIDAD...............................................................................54 4.3 SUBSISTEMA DE MAPEO.............................................................................................................54 4.4 SUBSISTEMA DE BACKUPS ........................................................................................................55

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................................................56 ANEXOS ANEXO 1. Normas y metadatos mínimos definidos para captura ANEXO 2. Normas y estándares de catalogación de la base de datos actual de PeruPetro. ANEXO 3. Normas y estándares de catalogación de información de perfiles de pozo y normas de calidad para la carga y actualización del catalogo de perfiles de pozo ANEXO 4. Guía de generación de identificador de pozos ANEXO 5. Manual módulos de bases de datos de pozos, Versión 2 ANEXO 6. Norma NTC4611 para captura de metadatos geográficos ANEXO 7. Formato para el control de backups

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Introducción El presente documento contiene la actualización y desarrollo del Manual de Normas y Procedimientos del Banco de Datos de PeruPetro S.A. para los principales procesos incluyendo los requerimientos de Control de Calidad según lo establecido por PeruPetro S.A.en el documento de Bases Integradas del Concurso Publico No. CP-0003-2006-PERUPETRO – “Contratación del Servicio de Administración del Banco de Datos de Exploracion y Explotacion de Hidrocarburos de PERUPETRO S.A.” y lo definido por Schlumberger para poder realizar la administración efectiva del Sistema del Banco de Datos. Los principales procesos definidos para la administración del Sistema del Banco de Datos son los siguientes: Proceso de Recepción y Verificación física; Proceso Verificación técnica y Catalogación; Proceso de Carga y Actualización de Bases de datos; Proceso de Entrega de información técnica; y Proceso de Atención en Sala de Datos. El objetivo de este manual es el de presentar el sistema del Banco de datos con los procesos definidos anteriormente y las normas y procedimientos aplicables a cada uno de estos procesos para poder realizar la gestión efectiva del Banco de Datos, incluyendo los requerimientos de control de calidad, de los datos de información sísmica, pozos, mapas e información geográfica y documentos técnicos de exploración y producción.

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1 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Servicio Servicio de Administración del Banco de Datos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de PERUPETRO S.A. [BI-TR-2]

SLB Schlumberger SLB-PERÚ Schlumberger del Perú S.A. PP o PRP PERUPETRO S.A. Puede hallarse

referenciado de esta forma en los metadatos que se reciban.

BND Banco de Datos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de PERUPETRO S.A.

OT Orden o Solicitud de Trabajo – Referida al número secuencial de seguimiento del servicio asignado por PERUPETRO S.A.

GS Gerente del Servicio (SLB) PERE Profesional Especialista en Recepción y

Entrega de Información, líder del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ)

TSRE Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ)

PEIS Profesional Especialista en Información Sísmica, líder del Grupo de Información Sísmica. (SLB-PERÚ)

PEIP Profesional Especialista en Información de Pozos, líder del Grupo de Información de Pozos. (SLB-PERÚ)

PGGJ Profesional Geofísico o Geólogo Junior, integrante del Grupo de Sísmica (SLB-PERÚ)

EAAT Especialista en Administración de Archivo Técnico, líder del Grupo de Administración del Archivo Técnico (SLB-PERÚ)

TSAT Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Administración del Archivo Técnico (SLB-PERÚ)

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PESIG Profesional Especialista en el Sistema de Información Geográfica, líder del Grupo de Sistema de Información Geográfica (SLB-PERÚ)

GRGJ Geógrafo o Geólogo Junior, integrante del Grupo de Sistema de Información Geográfica (SLB-PERÚ)

PESS Profesional Especialista en Soporte de Sistemas, líder del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas (SLB-PERÚ)

TSI Técnico en Sistemas o Informática, integrante del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas (SLB-PERÚ)

U Usuario Externo que emplea la información que solicitó a PERUPETRO S.A.

Cliente PERUPETRO S.A. Información Nueva Son aquellos datos que son recibidos por

PERUPETRO S.A. durante la prestación del Servicio. [BI-TR-2].

Información Heredada Son datos que fueron recibidos por PERUPETRO S.A. antes del inicio del Servicio. [BI-TR-2].

Metadatos, metadata o metainformación

Son las informaciónes que no son datos crudos, sino datos acerca de los datos crudos. El término metadatos describe varios atributos de los objetos de información y les otorga significado, contexto y organización.

Metadatos - Datos Nuevos Son los metadatos / datos que reciba PERUPETRO S.A. después de entrar en vigencia el Manual de Entrega de Información Técnica, versión 2007.

Metadatos - Datos Heredados Son los metadatos y datos que fueron recibidos por PERUPETRO S.A. antes de entrar en vigencia el Manual de Entrega de Información Técnica, versión 2007.

PSS o PS Seismic “ProSource Seismic Manager”- Paquete de software utilizado en el almacenamiento y control de calidad de los datos sísmicos

QC Control de calidad VT Verificación Técnica

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2 INTERACCIÓN DE PROCESOS POZOS GIS

Recepcion y Verificacion Fisica Informacion Tecnica

Verificacion Tecnica y Catalogacion

Carga y Actualizacion de la Base de Datos

Entrega de Informacion Tecnica

Atencion en Sala de Datos

SUB SISTEMA SUB SISTEMA SUB SISTEMACONTROL DE CALIDAD MAPAS BACK UP

FUNCIONALIDADES ADICIONALES

COPIADOSUB SISTEMA

SISMICA ARCHIVO TECNICO

Base de Datos

Archivo Tecnico

Cintoteca Archivo de Muestras

El sistema del Banco de Datos de PeruPetro S.A. establece y documenta mediante el presente documento y todas las normas y demás documentos que se mencionan aquí, los procesos principales y la forma como estos interactúan para la eficaz administración del banco de datos, con las actividades y procedimientos de cada proceso. Como parte del servicio de administración del sistema del Banco de datos se han identificado los procesos necesarios se ha determinado la siguiente secuencia e interacción de estos procesos, y se han determinado las actividades y procedimientos necesarios para la operación y control de calidad de estos procesos, los que incluye la disponibilidad de

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recursos necesarios para soportar la operación. para cumplir con lo requerido por PeruPetro S.A. 3 PROCESOS 3.1 PROCESO DE RECEPCIÓN Y VERIFICACIÓN FÍSICA 3.1.1 Objetivo El objetivo del proceso de Recepción y Verificación Física es el recibir y verificar físicamente todos los medios físicos con información técnica entregados a PERUPETRO S.A., producto de las diferentes actividades de Exploración y Producción, y asegurar el cumplimiento de acuerdo al Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de PeruPetro S.A., para su posterior distribución a los grupos de trabajo y finalmente su remisión al local del archivo técnico correspondiente de acuerdo a su naturaleza (Archivo Técnico Documental, Cintoteca o Litoteca), para que el personal de PERUPETRO S.A. a cargo de la administración de los mismos proceda a ubicarlos físicamente. Los documentos relacionados a la Exploración y/o Producción de hidrocarburos, normalmente contienen anexos, figuras, imágenes y mapas, entre otros. 3.1.2 Entradas y Entregables del Proceso Entradas del proceso

• Orden de trabajo con medios físicos con la información técnica Entregables del proceso

• Medios Físicos verificados físicamente • Medios Físicos codificados • Información clasificada para su respectiva verificación técnica y catalogación • Informe con los resultados de la verificación física.

3.1.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB) Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Decide si la catalogación, distribución y devolución de activos físicos almacenables en el archivo técnico (archivo documental, cintoteca, litoteca) de los ítems solicitados es posible de llevarse a cabo bajo los estándares de calidad que PERUPETRO S.A. exige, tomando en cuenta la condición de deterioro de los documentos impresos. Decide si se hace en las instalaciones del BND o se confía a terceros por contratación externa.

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PERE - Profesional Especialista en Recepción y Entrega de Información, líder del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ) Administra los catálogos del Archivo Técnico, Cintoteca y Litoteca de PERUPETRO. Verifica toda la información nueva que ingresa al Banco de Datos, con el fin de garantizar que dicha información cumple con los estándares del “Manual de Recepción y Entrega de Información”. Asistir al cliente y al grupo en lo referente al dato almacenado y a la información que no pasó la verificación técnica, hacer recomendaciones y emitir conceptos relacionados a la calidad del dato. Responsable por la calidad de todas las actividades asignadas y realizadas por el equipo a su cargo y su mejoramiento continuo, de la interacción con los demás grupos que conforman el Banco de Datos y de generar los reportes que permitan monitorear las actividades de Administración del Archivo Técnico. TSRE - Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ) Encargado de recibir y verificar toda la información nueva que ingrese al Banco de Datos, con el fin de garantizar que dicha información cumple con los estándares del “Manual de Recepción y Entrega de Información”. Mantiene los catálogos del Archivo Técnico, Cintoteca y Litoteca de PERUPETRO tanto de información nueva como existente. Carga, valida, estandariza y verifica técnicamente los documentos técnicos en concordancia con los estándares definidos con PERUPETRO, para garantizar que tal información este disponible en forma oportuna a los usuarios finales. Interactua con el responsable Administración de Archivo Técnico en pro de mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo en el grupo. TSAT - Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Administración del Archivo Técnico (SLB-PERÚ) Reúne los documentos impresos, e interactúa con el responsable del Grupo de Recepción y Entrega de información en pro de mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo en el grupo. 3.1.4 Normas y Procedimientos para la Recepción y Verificación física de información

técnica Normas Las normas que se deben seguir en el proceso de recepción y verificación física son las siguientes:

• Cumplimiento del Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica vigente. • Normas de clasificación y catalogación de información técnica (ANEXO 1 y 2)

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• Generación de informe con resultado de la recepción y verificación física de la información técnica

Procedimientos A continuación se documentan las acciones necesarias para controlar un proceso que comprende desde el tipo de información técnica a recibir, el contar con el hardware y software adecuados y la disposición de facilidades de consulta de la ubicación física de los medios físicos, con información técnica, incluyendo originales, copias y backups.

Envío a Archivo Técnico

Las siguientes son las tareas realizadas durante el procedimiento de recepción y verificación física de información:

• Recepción de Información Recibir la Orden de Trabajo con la información técnica a ingresar en el Banco de

Datos, iniciando el control de la calidad y los tipos de medios recibidos, así como su codificación para su posterior seguimiento y ubicación, mediante la asignación

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del código de barras a los medios físicos, de acuerdo a la metodología usada por PeruPetro.

Verificar físicamente la información recibida, identificando que la información corresponda exactamente a los índices de documentos enviados, y que los mismos se encuentren en soporte físico y medio digital, de conformidad con el “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica” vigente.

• Se debe verificar:

Legibilidad/Calidad del medio físico Integridad/Calidad de los archivos digitales Que el número de páginas en el medio físico impreso sea igual al número

de páginas del archivo digital Existencia en físico y digital de imágenes, figuras, ilustraciones, tablas o

anexos, archivos de mapas o de información geográfica.

• Generación de Informe con los resultados de la Recepción y Verificación Física Generar Informe con los resultados de la recepción y verificación física de la información técnica identificando las inconsistencias, errores e información faltante que no pueda ser completada a partir de la información recibida. En los casos en que la información recibida pueda ser completada a partir de la misma información, se deberá gestionar las tareas necesarias para completar dicha información y hacerla consistente con el “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica”. En casos excepcionales PeruPetro podrá autorizar el ingreso y carga en el Sistema, de información que arribe en forma incompleta al Banco de Datos, indicando las razones para ello. Si el resultado de esta revisión no es satisfactorio es necesario realizar la devolución del material a PERUPETRO S.A. por escrito a través de la Oficina de Recepción y Entrega de Información. PERUPETRO S.A. debe gestionar con las compañías operadoras para que la información se complete y se entregue conforme al “Manual de Recepción y Entrega de Información”.

• Clasificación de Información Se clasifica y se arman paquetes de información de acuerdo al tipo para su

distribución a los grupos de Sísmica, Pozos y Mapas. En el caso de documentos e imágenes, el procedimiento continúa dentro de este

mismo grupo/proceso y se describe a continuación. Los medios, tanto físicos como magnéticos de información técnica que cumplen

satisfactoriamente la verificación física realizada por el grupo de Recepción y la

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pre-verificación técnica, pasan a su verificación técnica y catalogación a los respectivos grupos por tipo de dato.

• Entrega a grupos para Verificación Técnica y Carga

De acuerdo al tipo de información contenida en los medios, se distribuye a los grupos especializados de pozos, sísmica y mapas, para su verificación técnica y carga en el sistema correspondiente. Procedimiento para Ubicación en archivo técnico Recibo de medios de grupos: Cuando un grupo libera los medios después de la verificación técnica y la carga de información, ésta se entrega al Grupo de Archivo Técnico para que este grupo diligencie su envío al archivo técnico (archivo documental, cintoteca o litoteca). El grupo de trabajo de Archivo Técnico recibe la información del grupo de Recepción y Entrega de Información Técnica con el respectivo listado de entrega o Guía de Remisión. Dicha información debe haber pasado la verificación física descrita en el proceso de Recepción. Determinación de la ubicación y envío al Archivo Técnico: Consiste en establecer la ubicación de cada ítem dentro de los locales pertinentes del Archivo Técnico. El Sistema se actualiza con cada dato de ubicación física. La relación se hace teniendo en cuenta el número del listado de entrega generado por el sistema discriminando las cantidades de medios y su tipo. Es remitida junto con los ítems respectivos al local del Archivo Técnico que le corresponde. Confirmación de recibido: Confirmación de recibido a satisfacción por parte del funcionario del Archivo Técnico que se encargará de ubicar los medios físicamente. Ubicación en el Archivo Técnico (Archivo Documental, Cintoteca, Litoteca): Consiste en darle una ubicación definitiva al activo físico dentro del respectivo archivo técnico (archivo documental, cintoteca o litoteca) dependiendo del activo en cuestión. Esta etapa será cumplida por personal de PERUPETRO S.A. exclusivamente en cada uno de los locales que conforman el Archivo Técnico: Archivo Documental, Cintoteca y Litoteca. Si hay faltantes en la información recibida, se hacen observaciones al listado de relación y se envía para su correspondiente proceso.

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3.1.5 Consideraciones

• Se entregará a PERUPETRO un reporte mensual con información relevante al proceso tales como: Información verificada, catalogada y distribuida a grupos: cantidad, medios, compañías, Documentos y anexos cargados al sistema, Relación de información devuelta.

3.2 PROCESO DE VERIFICACIÓN TÉCNICA Y CATALOGACIÓN El control de calidad requerido consiste en realizar la Verificación Técnica y dar la Certificación de Integridad del dato para cada uno de los diferentes tipos de datos (Documentos Técnicos, Sísmica, Pozos y Mapas), siguiendo las normas y procedimientos indicados en el presente documento y en el Manual de Recepción y Entrega de Información. El objetivo del Proceso de Verificación Técnica y Catalogación es el de analizar, revisar y verificar que el contenido técnico de documentos, de datos sísmicos, de pozos y de mapas sea consistente, coherente y que cumpla con los formatos digitales y demás requisitos del “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica” vigente, para su posterior carga en el Sistema. En este proceso también se debe realizar la catalogación, entendiéndose como catalogación la captura de los principales atributos que describen el contenido del medio (físico, magnético, muestras). La certificación de Integridad de la información permite controlar y proporcionar garantía que los datos se ajustan a requisitos específicos, establecidos en el “Manual de Recepción y Entrega de Información”. Este certificado esta definido por una bandera de control de calidad que es parte de los metadatos de la información. 3.2.1 Documentos Técnicos de Exploración y Producción Los documentos técnicos están compuestos por informes de evaluación geológica y geofísica, estimado de reservas, prospectividad de areas, informes de evaluación regional de cuenca, de geología regional, de sistemas petrolíferos, de geología de campo, informes petrofísicos, de interpretación gravimétrica y magnetométrica, de sensores remotos; informes de interpretación de registros de pozos, de pruebas de formación, fluidos, presiones, y producción de pozos; estudios de mercado de energéticos, ambientales, geotécnicos, estudios de comercialidad; reportes finales de operaciones, de procesamiento y de interpretación de programas sísmicos, etc. La verificación técnica y control de calidad se debe aplicar tanto a los documentos técnicos antiguos como a la nueva información que ingrese al banco de datos.

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3.2.1.1 Objetivos El objetivo del proceso de Verificación Técnica y Catalogación de documentos técnicos de exploración y producción, es el de verificar la integridad de los documentos digitales, la integridad de los documentos impresos y el ingreso correcto de los metadatos de acuerdo a lo establecido en el “Manual de Recepción y Entrega de información” vigente. La Verificación Técnica y Catalogación de documentos técnicos de exploración y producción debe realizarse en un plazo máximo de 15 días hábiles a partir de su ingreso al banco de datos. 3.2.1.2 Entradas y Entregables Entradas Medios Físicos entregados por el grupo de Recepción de Información en los medios y formatos definidos por el “Manual de Recepción y Entrega de Información” Entregables Documentos técnicos verificados técnicamente y catalogados para su posterior carga. Informe de resultado de la verificación técnica. Certificado de integridad del dato para documentos técnicos. 3.2.1.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB) Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Decide si la catalogación, distribución y devolución de activos físicos almacenables en el archivo técnico (archivo documental, cintoteca, litoteca),de los ítems solicitados es posible de llevarse a cabo bajo los estándares de calidad que PERUPETRO S.A. exige, tomando en cuenta la condición de deterioro de los documentos impresos. Decide si se hace en las instalaciones del BND o se confía a terceros por contratación externa. TSRE - Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ) Encargado de recibir y verificar toda la información nueva que ingrese al Banco de Datos, con el fin de garantizar que dicha información cumple con los estándares del “Manual de Recepción y Entrega de Información”. Mantiene los catálogos del Archivo Técnico, Cintoteca y Litoteca de PERUPETRO tanto de información nueva como existente.

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EAAT – Especialista en administración de archivo técnico (SLB-PERÚ), líder del grupo de administración de archivo técnico. Encargado de recibir y verificar toda la información nueva que ingrese al Banco de Datos, con el fin de garantizar que dicha información cumple con los estándares del “Manual de Recepción y Entrega de Información”. Carga, valida, estandariza y verifica técnicamente los documentos técnicos en concordancia con los estándares definidos con PERUPETRO, para garantizar que tal información este disponible en forma oportuna a los usuarios finales. TSAT - Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Administración del Archivo Técnico (SLB-PERÚ) Reúne los documentos impresos, e interactúa con el responsable del Grupo de Recepción y Entrega de información en pro de mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo en el grupo. 3.2.1.4 Normas y Procedimientos Normas para la Verificación Técnica de Documentos e imagenes

• Metadatos Mínimos definidos para captura (ANEXO 1) • Normas y estándares de catalogación actual (ANEXO 2) • Normas y estándares de catalogación de información de perfiles de pozo y normas de

calidad para la carga y actualización del catalogo de perfiles de pozo. (ANEXO 3) • Manual módulos de bases de datos de pozos Versión 2 (ANEXO 5)

Procedimientos para la Verificación Técnica de Documentos Técnicos Para la verificación técnica de documentos técnicos se deben tener en cuenta los procedimientos de verificación de documentos e imágenes y el procedimiento de verificación técnica de documentos técnicos de información sísmica. Procedimiento de Verificación Técnica y catalogación de Documentos e Imágenes La verificación técnica de documentos consiste en la revisión de las copias impresas y los archivos digitales, complementado el trabajo que se realizó en la pre-verificación técnica descrita anteriormente. Esta revisión, permitirá determinar faltantes ya sea en el medio físico o en el archivo digital recibido, tanto en el documento principal como en sus anexos, imágenes y mapas. Si es necesario completar la información, se procede al escaneo o impresión del material faltante, dentro de los límites acordados por el proveedor y PERUPETRO.

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Si las diferencias superan 30 páginas o imágenes faltantes, es necesario realizar la devolución del material, explicando los motivos por los cuales la información no pasó la verificación técnica. Las siguientes son las acciones necesarias para la verificación técnica y catalogación de información de documentos técnicos e imágenes:

• Verificar: - El conjunto de datos ingresados cumpla con el “Manual de Recepción y Entrega

de Información” - Integridad/Calidad de documentos digitales - Integridad/Legibilidad/Calidad de documentos impresos - Número de páginas en el medio físico impreso sea igual al número de páginas

de archivo digital - Disponibilidad en físico y digital de Imágenes, figuras, ilustraciones, tablas o

anexos.

• Verificación de existencia en bases de datos para garantizar consistencia en nomenclatura y numeración y evitar duplicación de información. Solo se procederá si son versiones distintas del mismo material. Si se encuentra que es material duplicado, se informa a PERPETRO S.A. para recibir las indicaciones de cómo proceder.

• Los medios, tanto físicos como magnéticos que cumplen satisfactoriamente la

verificación física realizada por el grupo de Recepción, deben ser catalogados como se describe a continuación, entendiéndose como catalogación la captura de los principales atributos que describen el contenido del medio (físico, magnético, muestras):

- Una vez ingresado el medio catalogado en el sistema por código de barras, se ingresan los atributos de acuerdo al tipo de medio y su contenido, asegurando así su amarre. En el ANEXO 1 se listan los principales atributos (metadatos) por tipo de información.

- En este caso, si se cuenta con la imagen PDS del registro, se anexa/carga la imagen siguiendo los procedimientos de verificación técnica y carga de documentos e imágenes.

• La verificación de imágenes de secciones sísmicas debe incluir:

- Verificar las secciones sísmicas impresas tanto en calidad como en cantidad según el levantamiento sísmico.

- Verificar que el nombre usado por la línea corresponda con el del levantamiento.

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- Verificar que las imágenes digitales se puedan visualizar, sean legibles, correspondan a los datos procesados y sean consistentes con los reportes de observador.

- Captura de metadatos de la imagen: Nombre del levantamiento, nombre de la línea, compañía de procesamiento, fecha de procesamiento, tipo de procesamiento, punto de disparo inicial y final, estación inicial y estación final, fold de procesamiento, escala horizontal, escala vertical, compañía operadora.

- Escasear las imágenes de las secciones sísmicas saltantes en el banco de datos que se solicitan para entrega de información o para atención en sala de datos, de acuerdo al siguiente procedimiento.

Procedimiento para el escaneo de imágenes de secciones sísmicas

• Búsqueda de la información digital. - (PGGJ) Consultar la base de datos y listar los datos ahí presentes. - (PGGJ) Preparar un listado de los datos encontrados para atender la solicitud.

• Buscar los datos en inventario de Archivo Técnico, en caso que no existan en formato digital.

- (TSAT) Consultar inventarios del Archivo Técnico para definir si hay datos que sirvan. - (TSAT) Definir a cuáles datos se necesita acceso para elaborar la solicitud, - (TSAT) Inspeccionar directamente los documentos del archivo técnico, apuntando todos los

atributos necesarios para la buena identificación de los documentos. - (TSAT) Completar una Guía de Remisión. - (TSAT) Obtener los documentos del Archivo Técnico, verificando contra la Guía de Remisión,

de la cual se mantiene una copia en la Oficina de Recepción y Entrega de Información. - (TSAT) Si hubiera documentos en mal estado determinar cuáles impresos están en peores

condiciones de conservación e informar acerca de ellos al PEIS. • Coordinar con PERUPETRO S.A. el margen de aceptación que estarían dispuestos a

admitir en el caso de impresos mal conservados - (PEIS) Escoge los documentos más deteriorados del pedido y solicita al TSI realizar pruebas

preliminares de escaneo con ellos. - (PEIS) Recibe los resultados de las pruebas y los evalúa. - (PEIS) Con los resultados anteriores consulta a los representantes autorizados de PERUPETRO

S.A. si están dispuestos a recibir documentos escaneados en las condiciones mostradas. - (PEIS) Si PERUPETRO S.A. da su conformidad a la calidad de salida mostrada sigue adelante

con el proceso. En caso contrario elimina de la OT los ítems que no serán digitalizados, explica el hecho en los reportes de atención de la OT, e informa al TSAT y a la Oficina de Recepción y Entrega de Información.

• Elaborar la Orden de Servicio para terceros, si fuera el caso. - (TSAT) Examinar los documentos para que contenga la confirmación de cuáles documentos van

a ser sometidos al proceso de escaneo. - (TSAT) Obtener de los representantes autorizados de PERUPETRO S:A la conformidad de

salida para todo ítem incluidos en la Tabla de de Documentos a escanear que deba salir de las instalaciones del BND para ser escaneado por terceros.

- (TSAT) Entregar la Orden de Servicio, incluyendo en la Tabla de Documentos a escanear . • Obtener la Orden de Trabajo firmada.

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- (TSAT) Archivar la Orden de Servicio en el Archivo de Seguimiento de escaneo que lleva la Oficina de Recepción y Entrega de Información.

• Escanear documentos. - (TSAT) Remitir los documentos a escanear al Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas si

se hará in situ, o la Orden de Servicio al Grupo de Recepción y Entrega de Información si será hecho por terceros, según el caso.

- (TSI) Llevar a cabo la digitalización en etapas progresivas interactuando muy de cerca con el Grupo de Sísmica, que debe controlar la calidad del producto final.

• Realizar QC preliminar de calidad de digitalización. - (PEIS) Verificar la calidad de los documentos de entrada o de las trazas impresas. - (PEIS) Si la calidad de escaneo resultante es baja porque el documento de entrada está

deteriorado consultar cuáles son los márgenes de aceptación de la OT específica con los representantes autorizados de PERUPETRO S.A. y si estarían dispuestos a aceptar el producto. Si la respuesta es positiva se prosigue la atención, en caso contrario ésta se suspende en el rubro afectado y se informa los causales a PERUPETRO S.A.

• Realizar QC progresivo de calidad de metadatos. - (PEIS) Verificar que la calidad de los metadatos escaneados esté dentro de los márgenes de

aceptación definidos en el paso anterior. En caso que la condición física de conservación de los documentos de entrada varíe se hace necesario redefinir o adecuar los márgenes de aceptación con los representantes autorizados de PERUPETRO S.A.

• Realizar QC Final de calidad del escaneo - (PEIS) Verificar que la calidad final de los metadatos escaneados se encuentre comprendida

dentro de los márgenes de aceptación definidos en el paso 7 o paso 8. • Entregar datos escaneados finales.

- (TSI) Entregar al PESS, vía una Guía de Remisión, los datos digitalizados. - (PESS) Entregar al GS una copia de los datos en CD, acompañado de una copia de la Orden de

Trabajo y una copia del Archivo de Documentos a escanear. • Regresar datos no escaneados al archivo técnico.

- (TSI) vía una Orden de Devolución, todos los datos documentados en la Guía de Remisión. • Cerrar la Orden de Trabajo.

- (PESS) Entregar a la Oficina de Recepción y Entrega del BND toda la documentación de la Orden de Trabajo que ha de ser remitida al solicitante.

- (GS) Da por cerrada la OT y dispone la remisión de los entregables a PERUPETRO S.A. Procedimiento para la verificación técnica y catalogación de documentos técnicos de información sísmica Las siguientes son las acciones necesarias para la verificación y catalogación de los documentos técnicos de información sísmica

• Control de calidad de completitud de metadatos básicos para la carga - (PGGJ) verificar, de acuerdo a la tabla (1) abajo, si tiene los atributos mínimos para la carga.

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TABLA 1: ATRIBUTOS MÍNIMOS PARA CARGAR METADATOS

ATRIBUTOS SURVEY 2D SURVEY 3D DOCUMENTOS

Prospecto X X X Área X X X No. de Linea X X X Proyección X X Datum X X Rango de PT X Relación CDP/PT X Rango de Inline, Xline X Región X X X Compañía Operadora X X Comp. de registro o proceso X X X Fecha de publicación X X X

• Carga de metadatos

- (PGGJ) Verificar la integridad del metadato a cargar, si es un metadato derivado de adquisición, procesamiento, y/o interpretación.

TABLA 2: DOCUMENTOS MÍNIMOS PARA CARGAR METADATOS

DOCUMENTOS ADQUISICION PROCESAMIENTO INTERPRETACION

Estudio Impacto Ambiental Preliminar X

Estudio Impacto Ambiental Final X

Plan de Manejo Ambiental X Reportes de Observador X Reporte final de Topografía X Listado de Coordenadas

Finales X

Informe Final de Adquisición Sísmica X

Ficha resumen de detalles sísmicos X

Listados de medios recibidos X Reporte de sísmica de

refracción X

Navegación Receptores X Navegación Disparos X Cruces de líneas 2D X Archivo X X*

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Anexos que correspondan del Manual de Entrega de Inf. Técnica

X X X

Informe final de procesamiento X Sección sísmica impresa X Coordenadas de Trazas X Datos de Elevaciones X X Mapa Base de líneas 2D /

Bloque 3D X

Informe final de interpretación X Proyecto en Geoshare X Reportes de procesamientos

sísmicos especiales (AVO, etc)

X

Listados de velocidades X * Solo 3D

- (PGGJ) Seleccionar el proyecto de de acuerdo a la región a la cual pertenece el metadato. - (PGGJ) Consultar la base de datos para verificar que el dato no existe en la base. En caso de que

ya exista, consultar al PEIS. - (PGGJ) Seleccionar, cuando aplique, los datos a los cuales se van a asociar los nuevos

metadatos a cargar (por ejemplo: Metadatos de interpretación se asocian al mismo Prospecto, Area).

- (PGGJ) Coordina con los GRGJ para obtener de ellos los datos geográficos validados. - (PGGJ) Cargar o coordinar con el grupo de Archivo la carga de los metadatos utilizando los

formatos predefinidos.

• Verificar el éxito de la carga de metadatos. - (PGGJ) Verificar gráficamente la conformidad de la carga de los metadatos. - (PGGJ) Verificar en las tablas que los metadatos estén presentes. - (PGGJ) Verificar que el objeto cargado (metadatos) puede ser exportado.

• (PGGJ) Imprimir logs de carga y mapa de apoyo. Remitir al PEIS • (PEIS) Atender la respuesta a la Orden de Trabajo de acuerdo al tipo de dato y a la

región a la cual pertenece. • (GS) Cerrar la OT.

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Diagrama Verificación y Catalogación de documentos técnicos de información sísmica

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3.2.1.5 Certificación de Integridad del dato El certificado de integridad de los documentos técnicos lo define la bandera de control de calidad asignada como parte de los metadatos y administrada desde una solo consulta dependiendo del tipo de dato. Para realizar el control y seguimiento al estado de los documentos técnicos que ingresa al banco de datos, se genera una consulta sobre los metadatos capturados incluyendo el estado de la bandera de control de calidad que se va actualizando a medida que se va cumpliendo el proceso de verificación técnica. Para el caso de documentos técnicos la consulta contiene como mínimo comentarios sobre:

- Cantidad y estado de los documentos técnicos - Detalle, estado y tamaño de los archivos digitales - Cantidad y tamaño de las imágenes disponibles

Para el caso en que los documentos técnicos no pasen la verificación técnica, esto refleja en la bandera de certificación de integridad y se debe reportar a PeruPetro, a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. Para el caso de documentos técnicos antigua incompleta se debe indicar en los comentarios el estado de esta información. Este certificado de integridad esta sustentado por el informe de resultados de la verificación técnica. Este certificado de integridad deberá ser aprobado por PeruPetro y devuelto como constancia de aceptación del certificado de integridad en un plazo máximo de 3 días hábiles, previo al proceso de carga a la base de datos. 3.2.1.6 Consideraciones Se debe generar un informe con los resultados de este proceso. 3.2.2 Información Sísmica La verificación técnica de la información sísmica incluye control de calidad y verificación de información topográfica de campo y de procesamiento; y el control de calidad y verificación

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de datos sísmicos SEG-D y SEG-Y de la información sísmica de campo y de procesamiento, de información heredada y nueva que ingresa al banco de datos. 3.2.2.1 Objetivo Visualizar, analizar y verificar Técnicamente la información sísmica, garantizando su calidad, consistencia y coherencia de acuerdo al “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica”. La verificación técnica de la información sísmica se realiza en un plazo de 15 días hábiles después de cumplido el proceso de recepción por el Banco de Datos, para el caso de información sísmica 3D se deberá establecer el plazo máximo de verificación para cada oportunidad presentada. 3.2.2.2 Entradas y Entregables Entradas Medios físicos con la información física y digital de sísmica, verificados físicamente y codificados. Entregables

• Reporte con los resultados de la verificación técnica y control de calidad de los datos • Certificado de Integridad. • Documentación de la Orden de Trabajo:

- Plan de trabajo estimado - Logs de lectura de los medios magnéticos - Incidencias - Plan de Trabajo Real

3.2.2.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB) Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Decide si la digitalización de los ítems solicitados es posible de llevarse a cabo bajo los estándares de calidad que PERUPETRO S.A. exige, tomando en cuenta la condición de deterioro de los documentos impresos. Decide si la digitalización se hace en las instalaciones del BND o se confía a terceros por contratación externa. PEIS – Profesional Especialista en Información Sísmica (SLB-PERU) Responsable de evaluar el contenido de la OT, darle curso, dar las pautas para evaluar la condición en que se encuentran los documentos y establecer si los representantes autorizados

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de PERUPETRO S.A. están dispuestos a aceptar la versión digitalizada de documentos impresos deteriorados o de mala calidad. Es el principal contacto con la compañía de servicio de digitalización en caso que el GS decida usarla. Dirige a su grupo e interviene en el control de calidad del servicio externo. PGGJ – Profesional Geofísico o Geólogo Junior (SLB-PERU) Responsable de realizar la búsqueda de la información en versión digital que se haya solicitado y de preparar un listado de los ítems a digitalizar en caso que no se encuentre la versión digital, siguiendo las instrucciones del PEIS. Realiza la verificación y control de calidad de la data y metadata sísmica. Elabora un reporte de sus actividades de QC. PESS - Profesional Especialista en Soporte de Sistemas, líder del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas (SLB-PERÚ) Responsable del proceso de digitalización dentro del BND. TSAT - Técnico en Sistemas, integrante del Grupo de Administración del Archivo Técnico (SLB-PERÚ) Reúne los documentos impresos, elabora la Orden de Salida de los ítems a digitalizar fuera de las instalaciones del BND. TSI – Técnico en Sistemas o Informática, integrante del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas (SLB-PERU) Descarga del Sistema los metadatos en versión digital comprendidos en el listado. Digitaliza los documentos que se decida hacer dentro de las instalaciones del BND. Prepara un reporte de descarga y digitalización. 3.2.2.4 Normas y Procedimientos Procedimientos para la Verificación Técnica y Catalogación de información sísmica En la verificación técnica de la información sísmica se incluyen los procedimientos para control de calidad de metadatos topográficos de campo y de procesamiento, el control de calidad de datos SEG-D y el control de calidad de datos SEG-Y. Procedimiento Control de Calidad de metadatos topográficos sísmicos Este procedimiento describe los procesos de control de calidad de los metadatos topográficos sísmicos de adquisición y procesamiento sísmico que son entregados a PeruPetro. Para efectos de este procedimiento establecemos que los metadatos topográficos sísmicos son los valores de posicionamiento geográfico digitalizados o digitales, así como los documentos topográficos en formato digital original o adquirido.

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• Recibe, toma conocimiento y hace una evaluación de la metadata topográfica sísmica.

La evaluación lo debe convencer de que cuenta con todos los documentos de soporte requeridos; si así no fuera devuelve todo a PERUPETRO S.A. vía la Oficina de Recepción y Entrega de Información e informa al GS para que cierre la OT.

• Comprueba mediante un muestreo aleatorio que la metadata haya pasado exitosamente el control de calidad previo al que la somete el GREI.

• Verifica cuál es la fuente de procedencia de la metadata, y establece su grado de

confiabilidad. • Verificar los archivos de topografía en cuanto a conformidad con los estándares del

banco de datos de PERUPETRO S.A.: digitales y opciones de formato. • Solicita al PESIG que le remita la información topográfica necesaria verificada por su

grupo y validada por PERUPETRO S.A. (Topografía Validada). Esta información le servirá de base para establecer por comparación la conformidad o no conformidad de los metadatos.

• Transfiere la metadata y la Topografía Validada a los PGGJ designados para atender la OT, junto con sus instrucciones para el proceso.

• Remite los medios magnéticos al Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas y coordina su apertura con el PESS.

• Dispone qué personas del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas atenderán la OT y los instruye según lo coordinado con el PEIS.

• (TSI) Lee los headers de los medios magnéticos y pone los valores leídos a disposición del PGGJ.

• (PGGJ) Para revisar archivos de topografía de campo: comparar el valor y el rango de Receptores y de Fuentes de los archivos de coordenadas con los del Reporte de Observador, croquis de línea (2D) o swath (3D) para Adquisición.

• (PGGJ) Para topografía de proceso: comparar el valor y el rango de Receptores y de Fuentes de los archivos de coordenadas con los de los archivos SEG-Y, con los del Reporte de Observador, croquis de línea (2D) o swath (3D) para Adquisición.

• (PGGJ) Comparar el valor y el rango de Receptores y de Fuentes de los archivos de coordenadas con los de los archivos SEG-Y procesados con las secciones sísmicas para Procesamiento.

• (PGGJ) Controlar que los cruces de líneas 2D estén de acuerdo con la información de soporte.

• (PGGJ) Controlar los valores de inline min-max, crossline min-max en caso de 3D que esté de acuerdo con la información de soporte.

• (PGGJ) Reportar los resultados del control de calidad e indicar los casos en los que no pase el control de calidad a PERUPETRO S.A. con un reporte de las inconsistencias halladas.

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• (PESS) Enviar al GS el reporte final del QC de los metadatos conteniendo el listado de todos los archivos SEG-Y y SEG-D.

• (GS) Cierra la OT y envía los resultados a PERUPETRO S.A. • Generar informe de la evaluación realizada

Diagrama Proceso de Entrega de Datos SEG y Coordenadas

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Grupo de Recepción y Entrega de Información - BND

Recibe metadata topográfica

sismica

SI

QC mediante muestreo aleatorio

semanal

Verifica archivos topografía de acuerdo a estándares de BND

PP

Solicita remisión de topografía verificada

y validada por PP

Comparación para conformidad

de metadatos

FIN DEL PROCESO

Lectura de medios

Evalúa metadata topográfica sísmica OK?

Devolución al Grupo de Recepción

NO

OK? NO

SI

OK?

NO

SI Transfiere metadata y

topografía validada

Remite medios magnéticos al Grupo

de Sistemas SLB

Lectura de medios

magnéticos

Comparación formatos SEG-D y

SEG-Y con Reporte de Observador

Comparación archivo coordenadas con archivos SEG-Y

Controlar sísmica 2D y 3D vs. información de

soporte

Devolución al Grupo de Recepción

Remite al Grupo de Recepción y Entrega - BND semanalmente

Listado de cintas SEG-D y SEG-Y, formato QC y metadatos topograficos

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Procedimiento Control de Calidad de datos SEG-D Este procedimiento describe las acciones necesarias para el control de calidad y completitud de de encabezados o headers de los datos en formato SEG-D serie 80xx que ingresan al banco de datos de PeruPetro. El control de calidad se limita a los datos en formato digital. La información SEG-D del banco de datos de PeruPetro S.A. o contenida en cintas magnéticas podría presentar problemas de falta de información o incorrecciones en sus encabezados. Además es posible que haya archivos repetidos. Cuando se tiene acceso a los reportes de observador y a los datos de coordenadas del levantamiento de campo, es posible controlar la calidad de la información contenida en los encabezados y completarla si es necesario. Los datos de navegación almacenados en los encabezados son comparados con los datos originales y con la navegación validada existente en las bases de datos de PeruPetro S.A. Los resultados de esta fase del Servicio son los archivos SEG-D con sus encabezados completos y de acuerdo al estándar de PeruPetro S.A., con la navegación verificada y un reporte de todos los archivos examinados, donde se especifica cuáles archivos son iguales, cuáles no se pudieron completar por falta de información en el banco de datos de PeruPetro S.A., y cuáles archivos deben ser re-archivados en el banco de datos de PeruPetro S.A. Las tareas de este procedimiento son las siguientes:

• (TSI) Recibe los medios magnéticos y los monta y desmonta de las unidades de lectura siguiendo las instrucciones de los miembros del Grupo de Sísmica y en estrecha coordinación con ellos.

• (PEIS) Consultar al cliente para determinación de prioridades. • (PEIS) Evaluar la OT a fin de conocer la cantidad de datos a aplicar QC. • (PEIS) Obtener los datos a pasar por proceso de Control de Calidad. • (PEIS) Establecer los nombres correctos de Prospecto, Área y Brigada de la línea o

volumen 3D. • (PGGJ) Verificar que tales nombres se hayan empleado correctamente en toda la

documentación recibida. • (PGGJ) Verificar la unicidad de los archivos SEG-D e identificar o / y eliminara los

repetidos. • (PGGJ) Solicitar o buscar en el Sistema los siguientes datos:

- Navegación validada por PERUPETRO S.A. - Informes Sismológicos de Campo (geometría) - Reportes de Observador - Secciones Sísmicas de los disparos - Mapas - (PGGJ) Verificar la completitud del encabezado:

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- Field File - Format Code - Year - Julian Day - Manufacturer Code - Sample Interval - Record Length

• (PGGJ) Verificar las Trazas: - Visualización minima del 5% de los disparos por cada linea sismica y corroborar: - Posición - Cantidad de disparos - Numeración de FFID - Tasa de muestreo - Longitud de grabación

• (PGGJ) Comparar información de encabezados con información de documentos de soporte y navegación validada.

• (PGGJ) Reunión de logs de lectura. • (TSI) Devolución de los medios magnéticos a la Cintoteca, vía la Oficina de

Recepción y Entrega de Información. • Cerrar la Orden de Trabajo.

- (PESS) Entregar a la Oficina de Recepción y Entrega del BND toda la documentación de la Orden de Trabajo que ha de ser remitida al solicitante.

- (GS) Da por cerrada la OT y dispone la remisión de los entregables a PERUPETRO S.A.

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Procedimiento Control de Calidad de datos SEG-Y Este procedimiento describe las acciones necesarias para el control de calidad y completitud de encabezados o headers EBCDIC, binario de los datos en formato SEG-Y de la información sísmica que ingresa al banco de datos de PeruPetro de acuerdo al “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica” vigente. El control de calidad se limita a los datos en formato digital. La información SEG-Y del BND de PERUPETRO S.A. o de cintas o medios ópticos (en caso de datos no cargados) podría presentar problemas de falta de información y/o información incorrecta en los encabezados. Además es posible que haya archivos repetidos. Cuando se tiene acceso a la documentación de soporte adecuada, de campo o procesamiento según el caso, incluidos los datos de coordenadas, es posible controlar la calidad de la información contenida en los encabezados y completarla si es necesario. La navegación de encabezados es comparada con la navegación validada existente en las bases de datos de PERUPETRO S.A. Los resultados de esta fase del Servicio son los archivos SEG-Y con sus encabezados completos y de acuerdo al estándar de PERUPETRO S.A., con la navegación verificada y un reporte de todos los archivos examinados, donde se especifica cuáles archivos son iguales, cuáles no se pudieron completar por falta de información en el BND de PERUPETRO S.A., y cuáles archivos deben ser re-archivados en el BND de PERUPETRO S.A.. Las tareas de este procedimiento son las siguientes:

• (GS) Planifica la ejecución de las labores sobre la base de las métricas declaradas por la empresa remitente. Al finalizar las labores ajustará los valores declarados con los valores reales para todo cálculo.

• (PEIS) Recibir la información SEG-Y remitida por el PERE y establecer si es conforme ajustándose a lo establecido por el Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica.

• (PEIS) Evaluar la OT a fin de conocer la cantidad de datos a aplicar QC. • (PEIS) Determinar los datos que deben someterse al Control de Calidad. • (PEIS) Elaborar un plan de trabajo estimado y ajustarlo progresivamente con el

avance. • (PEIS) En coordinación con los representantes autorizados de PERUPETRO S.A.

establecerá la nomenclatura correcta de los parámetros Lote, Área, Campaña Sísmica, Prospecto, Línea Sísmica, Levantamiento 3D u otros aplicables, que corresponde emplear en cada envío que se reciba. La nomenclatura así establecida se denominará “Nomenclatura Validada” y debe constar en los Certificados de Integridad.

• (PGGJ) Verificar que tales nombres se hayan empleado correctamente en toda la documentación recibida.

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• (PGGJ) Verificar la unicidad de los archivos SEG-Y y eliminar a los repetidos. • (PGGJ) Verificar que efectivamente y en adición a los archivos SEG-Y se dispone de

los siguientes elementos de control: - Relación descriptiva de los medios entregados, los cuales deberán estar de

acuerdo a los mandatos del Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica.

- Navegación verificada y validada por PERUPETRO S.A. proveniente del grupo de Sistema de Información Geográfica o fuente acreditada de coordenadas.

- Reportes topográficos de campo con las coordenadas de las estaciones de disparo y recepción.

- Datos topográficos digitales en formato UKOOA. - Reportes de Observador. - Secciones sísmicas impresas con carátula que deberán corresponder a los archivos

SEG-Y de procesamiento. - Mapas de ubicación de las líneas sísmicas o levantamiento 3D - Informes de Procesamiento Sísmico. - Reportes de ajustes topográficos por razones de procesamiento sísmico, si fuera

necesario. • (TSI) Verificación del formato de grabación y lectura del contenido de los medios

magnéticos u ópticos con información de trazas sísmicas. Se aceptarán únicamente los formatos SEG-Y y SEG-D serie 80xx (demultiplexados). Se obtendrá en forma aleatoria un dump del 5% de los medios de campo o del 5% de los archivos de procesamiento, identificando cada uno con su archivo de procedencia, que se pondrá a disposición del Grupo de Sísmica en un directorio específico. La verificación del 95% restante se hará durante el proceso de carga al Sistema.

• (PGGJ) Verificar la completitud del encabezado EBCDIC: - Empleo de la “Nomenclatura Validada”. - Brigada. - Compañía y fecha de proceso. - Versión de proceso. - Secuencia de Procesamiento. - Rangos de PT, CDP, Inline, Crossline. - Coordenadas de puntos extremos (3D solamente). - Detalles del remapeo de datos en headers cuando el caso lo exige. - (PGGJ) Verificar la completitud del encabezado Binario: - Numero de línea. - Intervalo de muestreo. - Numero de muestras por traza. - Formato de muestras.

• (PGGJ) Verificar la completitud de los encabezados de Traza:

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- Puntos de Tiro (2D), Inline (3D). - CDP (2D), crossline o traza (3D). - Coordenadas. Deben coincidir con los valores digitales en formato UKOOA y con

los registrados en los reportes topográficos. • (PGGJ) Verificar las Trazas invertidas. • (PGGJ) Verificar Trazas ruidosas • (PGGJ) Verificar patrones de ruido • (PGGJ) Verificar la relación SP-CDP y su constancia. • (PGGJ) Comparar información de encabezados con información de documentos de

soporte y navegación. • (PGGJ) Verificar los encabezados EBCDIC, Binario y de Traza de acuerdo al

“Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de PERUPETRO S.A.” vigente.

• (PGGJ) Crear archivo SEG-Y nombrado bajo el estándar establecido por PERUPETRO S.A.

• (PEIS) Ante la presencia de un caso excepcional que impida terminar la verificación en el plazo fijado pondrá el hecho en conocimiento del GS con el debido sustento para que gestione la aprobación de una ampliatoria.

• (PEIS) Informa al GS para el cierre de la OT y la remisión de los entregables a la Administración del Banco de Datos de PERUPETRO S.A.

• (GS) Da por cerrada la OT y dispone la remisión de los entregables a PERUPETRO S.A.

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3.2.2.5 Certificación de integridad del dato sísmico El certificado de integridad de la información sísmica lo define la bandera de control de calidad asignada como parte de los metadatos y administrada desde una solo consulta dependiendo del tipo de dato. Para realizar el control y seguimiento al estado de la información sísmica que ingresa al banco de datos, se genera una consulta sobre los metadatos capturados incluyendo el estado de la bandera de control de calidad que se va actualizando a medida que se va cumpliendo el proceso de verificación técnica. Para el caso de sísmica la consulta contiene como mínimo comentarios sobre:

• Topografía de campo; detalle, tamaño del file de navegación en bytes y la longitud en kilómetros por línea.

• Topografía de proceso; detalle, tamaño de file de navegación en bytes y la longitud en kilómetros por línea.

• Sísmica de campo; detalle, cantidad, longitud en kilómetros y tamaño en bytes. • Imágenes de secciones sísmicas; detalle, cantidad, tipo de formato digital y tamaño en

bytes. • Reportes de observador; detalle, cantidad, disponibilidad en formato digital y tamaño

en bytes. • Reportes de procesamiento y final de operaciones; detalle, cantidad, disponibilidad en

formato digital y tamaño en bytes. Para el caso en que la información sísmica nueva no pasen la verificación técnica, esto refleja en la bandera de certificación de integridad y se debe reportar a PeruPetro, a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. Para el caso de información sísmica antigua incompleta se debe indicar en los comentarios el estado de esta información. Este certificado de integridad esta sustentado por el informe de resultados de la verificación técnica. Este certificado de integridad deberá ser aprobado por PeruPetro y devuelto como constancia de aceptación del certificado de integridad en un plazo máximo de 3 días hábiles, previo al proceso de carga a la base de datos.

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3.2.2.6 Consideraciones Se deben llevar control y reportar la información que no pasa la verificación técnica para su devolución a PP. Relacionar identificador de base de datos de información digital con el identificador en base de datos de activos físicos. 3.2.3 Información Pozos 3.2.3.1 Objetivo Visualizar, analizar y verificar Técnicamente la información técnica de Pozos, garantizando su calidad, correspondencia directa entre sus diferentes formatos y su completitud de acuerdo al “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica”. La verificación técnica de la información de pozos se realiza en un plazo máximo de 15 días hábiles después de cumplido el proceso de recepción por el Banco de Datos. 3.2.3.2 Entradas y Entregables Entradas Diferentes medios físicos con la información de perfiles de pozos impresos, archivos digitales LAS, LIS, DLIS y ASCII de perfiles de pozos, Imágenes digitales de perfiles de pozo, datos de módulos de pozos. Información de pozos en papel y digital contenidas en los diferentes medios, solicitudes de preservación de información histórica, solicitudes para atención de usuarios. Entregables

• Conjunto de información de pozos en archivos digitales y copia en papel verificados física y técnicamente para su posterior carga.

• Informe del cumplimiento del proceso de Verificación Técnica de acuerdo al Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de PeruPetro S.A.

• Bases de datos de medios físicos y de información digital de pozos actualizadas. 3.2.3.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB)

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Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Decide si la catalogación, distribución y devolución de activos físicos almacenables en el archivo técnico (archivo documental, cintoteca, litoteca),de los ítems solicitados es posible de llevarse a cabo bajo los estándares de calidad que PERUPETRO S.A. exige, tomando en cuenta la condición de deterioro de los documentos impresos. Decide si se hace en las instalaciones del BND o se confía a terceros por contratación externa. PEIP - Profesional Especialista en información de Pozos (SLB-PERÚ) Responsables de liderar el proceso, controlar y ejecutar la carga, estandarización y Verificación de toda la información de registros eléctricos en el aplicativo correspondiente, para que esté disponible a PeruPetro. Asistir técnicamente en el área de pozos a PeruPetro, en lo referente al dato almacenado y el trabajo realizado en ellos por otras empresas. Reportar a PP la información que no pasó la verificación técnica, hacer recomendaciones y emitir conceptos en lo referente a la calidad del dato. Mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo dentro el grupo. Responsable ante el contratante de suministrar reportes que permitan monitorear la gestión del equipo de trabajo al igual que la identificación de actividades pendientes. PIPJ - Profesional Ingeniero de Petróleos Junior (SLB-PERU) Cargar, estandarizar, verificar y realizar el control de calidad de toda la información de pozos para que esté disponible a PeruPetro. Descargar, verificar y realizar el control de calidad de la información de pozos solicitada por PP para la atención de solicitudes de información. Interactuar con el responsable del área, en pro de mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo dentro del grupo. Interactuar con el responsable del área para realizar todas las actividades de mejoramiento de la calidad del dato. Proponer planes para realizar tareas de actualización y asegurar su ejecución, si son autorizadas por PP.

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3.2.3.4 Normas y Procedimientos para la verificación técnica de base de datos de pozos Normas

• Manual de recepción y entrega de información técnica de PeruPetro S.A. • Bases integradas – Contratación del servicio de servicio de administración del banco

de datos de exploración y explotación de PeruPetro S.A. • Metadatos Mínimos definidos para captura (ANEXO 1) • Normas y estándares de catalogación de la base de datos actual de PeruPetro

(ANEXO 2) • Manual módulos de bases de datos de pozos. Versión 2 (ANEXO 5). • Normas y estándares de catalogación de información de perfiles de pozo y normas de

calidad para la carga y actualización del catalogo de perfiles de pozo (ANEXO 3) • Guía de generación de identificador de pozo (UWI) (ANEXO 4)

Procedimiento Verificación Técnica y Catalogación de información de Pozos Este procedimiento describe las actividades necesarias para verificar el estado técnico del conjunto de datos de pozos y garantizar que la información recibida se ajuste a los estándares de calidad e integridad y que cumplen con el Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de PeruPetro S.A. Los medios, tanto físicos como magnéticos de información de pozos que cumplen satisfactoriamente la verificación física realizada por el grupo de Recepción y la pre-verificación técnica, pasan a su verificación técnica y catalogación. Las tareas que se deben realizar para el procedimiento de Verificación Técnica y Catalogación de información de Pozos son las siguientes:

• Verificar la existencia del identificador único de pozos o UWI en la base de datos, para garantizar consistencia en nomenclatura y numeración y evitar la duplicidad de información.

• Para el caso en que no exista el identificador o UWI se debe crear identificador único de pozo de acuerdo a la metodología establecida por el banco de datos con el fin de estandarizar nomenclatura (ANEXO 4 Guia generacion UWI).

• Captura de metadatos siguiendo el estandar del ANEXO 1. • Revisar y completar como mínimo los siguientes atributos: Nombre del pozo, UWI

del pozo, nombre corto del pozos, contrato (si aplica), cuenca geológica, coordenadas del pozo en sus diferentes orígenes, compañía operadora, clasificación inicial del pozo, fecha de inicio y finalización de la perforación, Departamento, Provincia, profundidad final perforada, elevación, del terreno, la mesa rotaria y el Kelly

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Bushing, definición si el pozo es desviado o no, y el tipo de registro en el cabezal del pozo.

• Desplegar y visualizar la información digital de registros originales, registros armados y editados, información de desviación y trayectoria en formatos LAS-DLIS-LIS, imágenes (corazones, registros de pozo) en formatos TIFF, PDF, PDS, JPEG; datos de well_hdr y en general todos los documentos relacionados con pozos.

• Verificar que los títulos corresponden al contenido técnico en los diferentes formatos LAS-DLIS-LIS, TIFF, PDF, PDS, JPEG y copias en papel y las respectivas etiquetas de los medios físicos que contienen los datos.

• Validar la información digital visualizada de registros de pozos en formatos LAS-DLIS-LIS contra su correspondiente imagen digital en formatos TIFF, PDF, PDS, JPEG y la copia en papel. Comparar y analizar su contenido técnico y verificar la consistencia, coherencia e integridad de la información de pozo en los diferentes formatos de presentación para el mismo tipo de dato.

• Verificar la entrega y contenido de las tablas de datos de los módulos de bases de datos de pozos de PP-Versión 2 (ANEXO 5), para información nueva que llegue al Banco de Datos.

• Validar, extraer y actualizar metadatos en los módulos de información general, completación, perforación, reservorios, producción, de acuerdo al manual de módulos de bases de datos de pozos de PP-Versión 2 (ANEXO 5), esto para cada pozo a partir de la nueva documentación que llegue al Banco de datos y que a su vez aportan versiones actualizadas de los datos de cada pozo.

• Escasear o convertir a TIF los registros de pozo que no cuentan con imagen digital incluyendo la captura de metadatos respectivos.

• Generar informe con los resultados de la verificación técnica. El resultado de estas actividades es el rechazo o aceptación del contenido técnico de la información de pozos para la posterior carga de la información o devolución a PP para su gestión de completitud.

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3.2.3.5 Certificación de integridad de la información de pozos El certificado de integridad de la información de pozos lo define la bandera de control de calidad asignada como parte de los metadatos, y administrada desde una solo consulta dependiendo del tipo de dato. Para realizar el control y seguimiento al estado de la información de pozos que ingresa al banco de datos, se genera una consulta sobre los metadatos capturados incluyendo el estado de la bandera de control de calidad que se va actualizando a medida que se va cumpliendo el proceso de verificación técnica. Para el caso de pozos la consulta contiene como mínimo comentarios sobre:

• Cantidad y estado de perfiles impresos • Cantidad y tamaño de los archivos • Cantidad y tamaño de las imágenes digitales

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• Tablas de módulos de pozos Para el caso de los pozos antiguos es posible que alguna de la información anterior no este presente o completa, en este caso esto se especifica en el certificado correspondiente. Para el caso en que los pozos nuevos no pasen la verificación técnica, esto refleja en la bandera de certificación de integridad y se debe reportar a PeruPetro, a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. Este certificado de integridad esta sustentado por el informe de resultados de la verificación técnica. Este certificado de integridad deberá ser aprobado por PeruPetro y devuelto como constancia de aceptación del certificado de integridad en un plazo máximo de 3 días hábiles, previo al proceso de carga a la base de datos. 3.2.3.6 Consideraciones

• Relacionar identificador de base de datos de información digital con el identificador en base de datos de activos físicos.

• Se debe elaborar un informe con la información que no pasa la verificación técnica para su devolución a PERUPETRO S.A.

3.2.4 Mapas e Información Geográfica 3.2.4.1 Objetivo Visualizar, analizar y verificar Técnicamente el conjunto de datos geográficos, garantizando su calidad, correspondencia directa entre sus diferentes formatos y su completitud de acuerdo al “Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica”. La verificación técnica de mapas se debe realizar en un tiempo máximo de 15 días hábiles después de realizado el proceso de Recepción y Verificación Física. 3.2.4.2 Entradas y Entregables Entradas Información de mapas en papel y digital, solicitudes de preservación de información histórica, solicitudes para atención de usuarios.

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Entregables

• Conjunto de datos geográficos en archivos digitales y copia en papel verificados física y técnicamente y cargados en base de datos especializada.

• Informe del cumplimiento de la información de mapas de acuerdo al Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de PeruPetro S.A.

• Devolución de medios físicos con la información de mapas para su almacenamiento físico.

• Solicitudes de mapas. 3.2.4.3 Roles PESIG - Profesional Especialista en el Sistema de Información Geográfica (SLB-PERÚ) Responsables de liderar el proceso, controlar y ejecutar la carga, estandarización y Verificación de toda la información de mapas y material geográfico en el aplicativo correspondiente, para que esté disponible a PeruPetro. Asistir técnicamente en el area de mapas y material geográfico a PeruPetro, en lo referente al dato almacenado y el trabajo realizado en ellos por otras empresas. Responsable ante el contratante de suministrar reportes que permitan monitorear la gestión del equipo de trabajo al igual que la identificación de actividades pendientes. Reportar a PP la información que no pasó la verificación técnica, hacer recomendaciones y emitir conceptos en lo referente a la calidad del dato. Mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo dentro el grupo. PGGJ - Profesional Geógrafo o Geólogo Junior (SLB-PERU) Cargar, estandarizar, verificar y realizar el control de calidad de toda la información de mapas y material geográfico para que esté disponible a PeruPetro. Descargar, verificar y realizar el control de calidad de la información de pozos solicitada por PP para la atención de solicitudes de información. Interactuar con el responsable del área, en pro de mejorar los procesos y procedimientos que se llevan a cabo dentro del grupo. Interactuar con el responsable del área para realizar todas las actividades de mejoramiento de la calidad del dato.

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3.2.4.4 Normas y Procedimientos Normas Los requisitos a cumplir son todos los relacionados con la información geográfica que estén contemplados en los siguientes documentos:

• Manual de recepción y entrega de información técnica de PeruPetro S.A. • Norma NTC4611 para captura de metadatos geográficos (ANEXO 6) • Bases integradas – Contratación del servicio de servicio de administración del banco

de datos de exploración y explotación de PeruPetro S.A. • Metadatos Mínimos definidos para captura (ANEXO 1) • Normas y estándares de catalogación de base de datos actual de PeruPetro.

(ANEXO2) Procedimiento verificación técnica y catalogación de Mapas e información geográfica Este procedimiento describe las actividades necesarias para verificar técnicamente el conjunto de datos de mapas e información geográfica y verificar que tengan integridad temática, que estén aptos para ser cargados a la base de datos y en general que cumplan con lo establecido en el Manual de Recepción y Entrega de información Técnica. Las acciones necesarias en este procedimiento son las siguientes:

• Verificar que el mapa a cargar no está en base de datos esto con el fin de evitar la duplicidad en la información. Si del mapa existen ediciones anteriores o temáticas similares u otra versión, entonces el mapa se registra en la base de datos haciendo las anotaciones respectivas en los campos para información adicional proporcionados por la herramienta de captura.

• Capturar metadatos, lo cual consiste en la descripción física, identificación del

contenido y registro normalizado del material geográfico en el estándar de metadatos geográficos NTC4611, el registro de metadatos mínimos que describen el mapas comprende: - Título - Tema - Autor (es) - Fecha - Forma de presentación - Identificador

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- Lugar de publicación

• Asignar un identificador a cada mapa. Se desglosa el informe que contiene el mapa y se asigna un identificador físico a cada mapa anexo.

• Describir los metadatos detallados del mapa. Se captura la mayor cantidad de

metadatos que provea el mapa y su informe asociado cuando este exista. Los metadatos detallados son extensos (entre cien y ciento sesenta), pero se pondrá especial atención en aquellos a: - Coordenadas geográficas y planas - Proyecciones - Resumen temático del mapa - Descriptores de tema - Lugar - Resolución - Serie

Verificación de Metadatos Geográficos Consiste en el control de calidad de la descripción física, del contenido y de la clasificación del material geográfico, el cual se expresa en el registro normalizado.

• Verificar que la información de mapas este georeferenciada • Verificar datum WGS84 • Validar la información de mapas comparando copia del mapa en papel contra su

correspondiente visualización digital, para verificar: - Correspondencia del contenido técnico entre las copias en papel y digital - Integridad temática de la información de mapas - Relación técnica con la información documental que se entrega

• Verificar que la información es apta para la carga - Visualización de archivo digital en formatos ASCII, shape file, DWG, bases de

datos y tablas excel. • Catalogar la información y hacer el análisis documental se hacen de acuerdo a los

parámetros establecidos por PeruPetro. • Capturar identificador del mapa en papel y del medio que contiene el archivo digital

del respectivo mapa. • Asegurar que los metadatos tengan asociado muestra gráfica y su archivo de respaldo

digital georreferenciado. • Asignar referencia o vínculos hacia los documentos que estén relacionados con el

material geográfico.

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Preparación de la información para la carga El resultado de estas actividades es el rechazo o aceptación del contenido técnico de la información de mapas para la posterior carga en base de datos o devolución a PP para su gestión de completitud.

Diagrama Proceso Grupo Sistema de Información Geográfica Recepción

Grupo de Recepción y Entrega de Información

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Grupo Sistema de Información Geográfica

3.2.4.5 Certificación de Integridad del dato El certificado de integridad de la información geográfica lo define la bandera de control de calidad asignada como parte de los metadatos y administrada desde una solo consulta dependiendo del tipo de dato.

Lectura de

medios

Verificación de

formatos

Descarga deInformación en

directorios

Compara Información Geográfica de Medio

físico y digital

Devolución Grupo de Recepción y Entrega de Información

OK? ConsultaBD

Existe?Catalogación

Metadata Distribuye

Información Geográfica

Recibe Información Geográfica

Información Geográfica?

VerificaciónTécnica de InformaciónGeográfica

Carga Información Geográfica

No

No No

Si

Si Si

Archivo Técnico Ubicaciónen Archivo

TécnicoFin de proceso

Clasificación Información Geográfica

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Para realizar el control y seguimiento al estado de la información geográfica que ingresa al banco de datos, se genera una consulta sobre los metadatos capturados incluyendo el estado de la bandera de control de calidad que se va actualizando a medida que se va cumpliendo el proceso de verificación técnica. Para el caso en que la información geográfica nueva no pasen la verificación técnica, esto refleja en la bandera de certificación de integridad y se debe reportar a PeruPetro, a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. Para el caso de información geográfica técnica antigua incompleta se debe indicar en los comentarios el estado de esta información. Este certificado de integridad esta sustentado por el informe de resultados de la verificación técnica. Este certificado de integridad deberá ser aprobado por PeruPetro y devuelto como constancia de aceptación del certificado de integridad en un plazo máximo de 3 días hábiles, previo al proceso de carga a la base de datos. Para el caso de información geográfica la consulta contiene como mínimo comentarios sobre:

• Cantidad y estado de los mapas • Detalle, estado y tamaño en bytes de los mapas digitales. • Cantidad y tamaño en bytes de las imágenes.

En el caso de no contar con toda la información antes mencionada, se informa a PeruPetro a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. 3.2.4.6 Consideraciones Se deben aplicar el estándar de captura de descriptores de tema y de lugar y metadatos como compañías, autores, etc. Se deben llevar control de la información que no pasa la verificación física y/o técnica para la posterior gestión de completitud de la información. 3.3 PROCESO DE CARGA Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS 3.3.1 Documentos Técnicos, Mapas e Imágenes Procedimiento de Carga de Documentos Técnicos, Mapas e Imágenes

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La carga de documentos e imágenes se realiza una vez el material pase la verificación técnica. En este paso se realiza la carga del documento para su indexación y posterior despliegue desde la propia aplicación y su componente web. Las imágenes y los mapas anexos al documento se cargan como sub-tipo de datos amarrados al documento principal. La indexación es realizada por el sistema usando las herramientas de Oracle, por lo cual no es necesario capturar palabras claves o crear un resumen del documento. Las tareas a seguir durante este procedimiento son: • Identificar el tipo de documento, ya que este es un atributo importante para su

clasificación y almacenamiento. • Crear páginas adicionales en el documento con enlaces a mapas, figuras o cualquier tipo

de anexo que contengan. • Complementar los metadatos y descriptores que hayan sido ingresados en la etapa de

catalogación y complementarlos asegurando la consistencia de los metadatos finales. • Estandarizar el nombre de los archivos. Con fines de preservar el nombre original de los

archivos, se captura este como un metadato o atributo documental. • Insertar el documento y sus anexos al sistema como URL, el cual debe haber sido

ubicado en el directorio oficial de documentos. • Correr la rutina de indexación propia del sistema. Esta rutina se encarga de leer todo el

documento y crear un índice que facilita la búsqueda (tipo google) por palabras claves dentro del documento.

Una vez se finalice la carga de documentos y sus anexos, y los medios queden liberados, se continua con el paso 10 de este proceso, envió al archivo técnico (archivo documental, cintoteca o litoteca). Si la información pertenece a pozos, sísmica o mapas, se distribuyen los medios al grupo para que descarguen la información correspondiente y realicen la carga en el sistema especializado. 3.3.2 Sísmica Procedimiento Carga de datos SEG-D 1. (PEIS) - Verifica mediante el examen de los documentos de control de calidad adjuntos a

la OT que los medios recibidos para la carga hayan pasado satisfactoriamente por el proceso de control de calidad, de acuerdo a lo descrito por el Procedimiento P0108: Control de Calidad de Datos SEG-D Heredados y Nuevos. El haber concluido

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satisfactoriamente este procedimiento otorga a la data en cuestión el estatus de cargable en la base de datos.

2. (PEIS) – Verifica que la OT señale expresamente la aprobación de la Administración del BND de PERUPETRO S.A. para proceder a la fase de carga.

3. (PEIS) – Designa a la persona responsable del Grupo de Sísmica que supervisará y coordinará la carga con el responsable del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas.

4. (PEIS) – Coordina con el PESS el envío de los medios magnéticos al Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas en caso de no tenerlos, y coordina asimismo los detalles de la carga de datos.

5. (PGGJ) - Verifica la conformidad de los medios magnéticos recibidos para cargar. 6. (PGGJ) – Planifica la carga de datos.

Buscar el conjunto de datos (“set”) para el conjunto de atributos “prospecto, proceso y compañía/año” en la base de datos. Caso no exista, crearlo.

Consultar la base de datos para verificar si el dato ya fue cargado. Caso ya exista, informar al PEIS para que consulte a los representantes autorizados de PERUPETRO S.A.

7. (TSI) – Carga los datos a la base de datos en estrecha coordinación con el PGGJ. 8. (PGGJ) - Verifica el éxito de la carga.

Verificar que los rangos del dato coinciden con los rangos definidos en los encabezados y/o en los documentos asociados, como mapas o secciones.

Verificar que los encabezados presentan datos legibles. Verificar que los datos cargados aparecen disponibles para exportar a través de la aplicación. Dar su conformidad a la carga o repetirla en caso de juzgar que sea necesario.

9. (TSI) – Obtenida la conformidad de carga del Grupo de Sísmica preparará la Guía de Remisión y remitirá los medios magnéticos al lugar que corresponda: Si es información sísmica de campo Nueva pasará a la Oficina de Recepción y Entrega de Información

a fin ser devuelta a la empresa operadora remitente por intermedio de PERUPETRO S.A. Si se trata de información Heredada se remitirá al Grupo de Administración del Archivo Técnico para

su almacenamiento en la Cintoteca. 10. (PGGJ) - Imprimir, remitir copia al PEIS y archivar el reporte de carga. 11. (PEIS) – Verifica por selección aleatoria la carga de datos. 12. (PGGJ) – Devuelve la documentación de soporte empleada en la carga al Grupo de

Administración del Archivo Técnico. 13. (PEIS) – Remite lo actuado al GS para el cierre de la OT y su remisión a la

Administración del BND de PERUPETRO S.A. 14. (GS) – Da por cerrada la OT, la responde y ordena a la Oficina de Recepción y Entrega

del BND la remisión de los entregables a PERUPETRO S.A. Procedimiento Carga de datos SEG-Y 1. (PEIS) - Verifica mediante el examen de los documentos de control de calidad adjuntos a

la OT que los medios a cargar hayan pasado satisfactoriamente por el proceso de control de calidad, de acuerdo a lo descrito por el Procedimiento P0107: Control de Calidad de Datos SEG-Y Heredados y Nuevos. El haber concluido satisfactoriamente este procedimiento otorga a la data en cuestión el estatus de cargable en la base de datos.

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2. (PEIS) – Verifica que la OT señale expresamente la aprobación de la Administración del

BND de PERUPETRO S.A. para proceder a la fase de carga. 3. (PEIS) – Designa a la persona responsable del Grupo de Sísmica que supervisará y

coordinará la carga con el responsable del Grupo de Especialistas de Soporte de Sistemas. 4. (PEIS) – Coordina con el PESS el envío de los medios magnéticos al Grupo de

Especialistas de Soporte de Sistemas y la carga de datos. 5. (PGGJ) – Verifica la conformidad de los medios recibidos para cargar. 6. (PGGJ) – Planifica carga de datos.

Buscar el conjunto de datos (“set”) para el conjunto de atributos “prospecto, proceso y compañía/año” en la base de datos, en el caso en que no exista, crearlo.

Consultar la base de datos para verificar si el dato ya fue cargado. Caso ya exista, informar al PEIS para que consulte a los representantes autorizados de PERUPETRO S.A.

7. (TSI) – Carga los datos a la base de datos en estrecha coordinación con el PGGJ. 8. (PGGJ) - Verifica el éxito de la carga.

Verificar que los rangos del dato coinciden con los rangos definidos en el encabezado EBCDIC y/o en los documentos asociados, como mapas y secciones.

Verificar que los encabezados EBCDIC y Binario presentan datos legibles. Verificar que los datos cargados aparecen disponibles para exportar a través de la aplicación. Dar su conformidad a la carga o repetirla en caso de juzgar que sea necesario.

9. (TSI) – Obtenida la conformidad de carga del Grupo de Sísmica preparará la Guía de

Remisión y remitirá los medios magnéticos al lugar que corresponda: Si es información sísmica de campo Nueva pasará a la Oficina de Recepción y Entrega de Información

a fin ser devuelta a la empresa operadora remitente por intermedio de PERUPETRO S.A.. Si se trata de información de campo Heredada o de procesamiento sísmico se remitirá al Grupo de

Administración del Archivo Técnico para su almacenamiento en la Cintoteca. Agrega información de contexto de calidad a los datos después de cargados en PSM.

10. (PGGJ) - Imprimir, remitir copia al PEIS y archivar el reporte de carga. 11. (PEIS) – Verifica por selección aleatoria la carga de datos. 12. (PGGJ) – Devuelve la documentación de soporte empleada en la carga al Grupo de

Administración el Archivo Técnico.

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13. (PEIS) – Informa lo actuado al GS para el cierre de la OT y su remisión a la Administración del BND de PRP.

14. Cerrar la Orden de Trabajo.

(PEIS) Remite a la Oficina de Recepción y Entrega del BND toda la documentación de la Orden de Trabajo que ha de ser enviada al solicitante.

(GS) Da por cerrada la OT y dispone la remisión de los entregables a PERUPETRO S.A. 3.3.3 Pozos Procedimiento Carga de información de pozos • Este procedimiento describe la actividades necesarias para la y actualización de base de

datos de información de pozos después de haber realizado y pasado satisfactoriamente la verificación física y técnica.

• Seleccionar la información a cargar relacionada a pozos, de acuerdo a orden cronológico de recepción de ordenes de trabajo de PeruPetro o a prioridades establecidas por PeruPetro.

• Realizar inventario de orden de trabajo. • Inventario de la información disponible en base de datos de pozos. • Verificación de existencia de medios físicos (Acetato-Predoblado) y digitales (Imagen

Archivo de Datos). • Comparar los registros tomados contra los disponibles y si es el caso, reportar faltantes de

acuerdo a lo establecido en el Manual de Recepción y entrega de información. • Estandarizar los nombres de los archivos que sirven de soporte de la información a

preservar y/o validar utilizando el nombre y/o uwi oficial del pozo (referenciado en base de datos).

• Carga de imágenes en formatos TIFF, PDF, PDS, JJPEG en base de datos. • Carga de archivos originales LAS, LIS, DLIS en base de datos. • Configurar banderas de confidencialidad definidas previamente por PERUPETRO,

dentro de la captura de metadatos se deben alimentar los campos para definición de esta confidencialidad.

• Verificar la carga y actualización de información mediante la generación de reportes de integridad, completitud y calidad de la información.

• El resultado de estas actividades es la actualización de campos de las bases de datos. 3.4 PROCESO DE ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA 3.4.1 Objetivo del Proceso Suministrar la información de pozos a los usuarios del servicio de suministro de información y de consulta en sala de datos.

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3.4.2 Entradas y Entregables del Proceso • Información de pozos solicitada contenida en los diferentes medios para su posterior

entrega. • Relación de información entregada con los resultados del control de calidad. 3.4.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB) Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Controla el cumplimiento de los tiempos máximos para la entrega de información a PP y el cumplimiento de los tiempos de respuesta para las solicitudes de entrega de información. PERE - Profesional Especialista en Recepción y Entrega de Información, líder del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ) Administra los catálogos del Archivo Técnico, Cintoteca y Litoteca de PERUPETRO. Distribuye a los grupos de sísmica, pozos y mapas las tareas de preparación de información de sísmica, pozos, mapas y documentos. Centraliza la información después de preparada para organizarla y entregarla a PP. Reúne los comentarios de calidad de la información preparada y los presenta a PP. Lleva el control de las OT para entrega de información preparada y por preparar. Reporta mensualmente la OT ejecutadas para entrega de información. PEIS-Profesional Especialista en Información Sísmica, líder del Grupo de Información Sísmica. (SLB-PERÚ) Responsable entregar la información de sísmica necesaria para entrega de información con los resultados de la verificación o control de calidad. PEIP- Profesional Especialista en Información de Pozos, líder del Grupo de Información de Pozos. (SLB-PERÚ) Responsable entregar la información de pozos necesaria para entrega de información con los resultados de la verificación o control de calidad. PESIG- Profesional Especialista en el Sistema de Información Geográfica, líder del Grupo de Sistema de Información Geográfica (SLB-PERÚ) Responsable entregar mapas de puntos y toda la información de mapas y documentos necesaria para entrega de información con los resultados de la verificación o control de calidad.

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3.4.4 Normas y Procedimientos Este procedimiento documenta las acciones necesarias para el suministro de la información técnica que se encuentran en el banco de datos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de PeruPetro S.A. Entrega de información El resultado de esta actividad es la selección de información de pozos contenidos en diferentes medios para su posterior entrega por suministro o por atención. • Recibir orden de trabajo de atención de solicitud de información técnica que PP entregara

a las compañías. • Generar catalogo de información disponible. • Buscar e identificar la información solicitada según inventario generado de información

disponible. • Extraer datos solicitados • Visualizar y verificar que los títulos de los archivos correspondan con la información

extraída de documentos, imágenes, registros de pozos, información sísmica. • Verificar que archivos de imágenes pdf, JPEG, TIFF, correspondan con los archivos

digitales de información sísmica y pozos en formatos SEGY, LIS, DLIS, LAS, SHAPE FILE, ASCII.

• Verificar la coherencia, consistencia e integridad entre cada uno de los elementos que

conforman el paquete de información solicitado. • Realizar el diagnóstico de la información preparada especificando los ítems preparados y

los posibles problemas de calidad encontrados. • Copiar información en medios físicos o digitales de salida (CD, DVD, DLT para

información de campo y proceso de sismica), o transferirla mediante FTP, según lo requiera PP.

• Entregar información solicitada • Cerrar la orden de trabajo de atención de solicitud para entrega de información a PP,

generando un informe escrito con el tipo de información preparada, las cantidades

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respectivas por tipo de dato y los medios generados. Se debe incluir los resultados del control de calidad realizado a la información técnica.

Control de Préstamo de originales • Recibir solicitud de préstamo de originales por parte de PP • Controlar la devolución de información original en un tiempo máximo de 15 dias

calendario a partir de la fecha de préstamo del medio. • Verificar que el estado en el que se devolvió el medio físico original es el mismo estado

en el que se entrego. • Para el caso de información sísmica este caso puede ser superior al indicado

anteriormente, el cual será fijado por PP al momento de autorizar dicho préstamo. 3.4.5 Consideraciones Se debe dar previo aviso de inconsistencias detectadas durante el control de calidad de información a entregar y solicitar a PP la aceptación de información en dichas condiciones. 3.5 PROCESO DE ATENCIÓN EN SALA DE DATOS 3.5.1 Objetivo Verificar que la atención en sala de datos cumpla con los requisitos especificados en las Bases integradas – Contratación del servicio de servicio de administración del banco de datos de exploración y explotación de PeruPetro S.A., en cuanto a recursos y calidad de la preparación de información que satisfaga a los usuarios para que estos, en un lapso de tiempo corto puedan obtener una idea exploratoria, o de producción de hidrocarburos con base en información y datos técnicos que se les provea en la sala de datos. 3.5.2 Entradas y Entregables Entradas Orden de trabajo para atención en sala de datos con la descripción o coordenadas del área de interés para la consulta. Entregables Conjunto de datos organizados de sísmica, pozos, documentos y mapas, disponibles en el banco de datos, del área solicitada para consulta.

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3.5.3 Roles GS – Gerente del Servicio (SLB) Responsable por la ejecución de la OT dentro de los plazos fijados. Controla el cumplimiento de los tiempos máximos para devolución de información original usada en sala de datos y el cumplimiento de los tiempos de respuesta para las solicitudes de atención en sala de datos. PERE - Profesional Especialista en Recepción y Entrega de Información, líder del Grupo de Recepción y Entrega de Información (SLB-PERÚ) Administra los catálogos del Archivo Técnico, Cintoteca y Litoteca de PERUPETRO. Asistir al cliente en lo referente al dato, distribuir a los grupos de sísmica, pozos y mapas las tareas de preparación de información de sísmica, pozos, mapas y documentos. Centraliza la información después de preparada para organizarla en la sala de datos. Reúne los comentarios de calidad de la información preparada y los presenta a los usuarios. Lleva el control de las sesiones de atención en sala de datos por preparar y las preparadas. Reporta mensualmente las sesiones de atención en sala de datos. PEIS-Profesional Especialista en Información Sísmica, líder del Grupo de Información Sísmica. (SLB-PERÚ) Responsable entregar la información de sísmica necesaria para la atención en sala de datos. PEIP- Profesional Especialista en Información de Pozos, líder del Grupo de Información de Pozos. (SLB-PERÚ) Responsable entregar la información de pozos necesaria para la atención en sala de datos. PESIG- Profesional Especialista en el Sistema de Información Geográfica, líder del Grupo de Sistema de Información Geográfica (SLB-PERÚ) Responsable entregar el mapa de puntos y toda la información de mapas y documentos necesaria para la atención en sala de datos. 3.5.4 Normas y Procedimiento Las siguientes son las acciones necesarias ejecutar el procedimiento de atención en sala de datos: • Las compañías o entidades interesadas en realizar la consulta de información técnica para

nuevas áreas potencialmente prospectivas hacen llegar su solicitud a través PP. • El banco de datos recibe la orden de trabajo de PP para la atención de sesión en sala de

datos.

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• Se asigna una fecha para la realización de la sesión, y se comunica a PP de la

disponibilidad de la sala y en común acuerdo se asigna una fecha, dependiendo de la programación y prioridades que tenga PP.

• Se elabora mapas de puntos de las áreas a presentar; el cual contiene las líneas sísmicas y

los pozos, y se prepara la información autorizada. • Las sesiones de atención en sala de datos realizan presentando la información en digital,

pero si el usuario hace referencia a alguna información que no se encuentra en digital en las bases de datos de pozos, sísmica, documentos y mapoteca se debe gestionar su traslado desde el archivo técnico a la sala de datos, previa autorización de PP, con el fin de que esté disponible al momento de la atención del servicio. Cuando esto sucede, se revisa la cantidad y calidad de información colocada en la sala para su consulta y se vela por la integridad de la misma.

• La información digital del área se descarga de las bases de datos, para datos sísmicos se

preparan las imágenes de las líneas sísmicas del área requerida en algunos casos si el usuario lo requiere se descargan los archivos Seg-Y, para datos de pozos se preparan los documentos y registros gráficos compuestos de los pozos del área.

• Durante la realización de las sesiones de atención en sala, es necesario mantener

contacto frecuente con la compañía para dar soporte y atención a requerimientos adicionales de información. Para el uso de la sala de datos se le da instrucciones a la compañía sobre los recursos físicos, de software y humanos disponibles para soporte durante la sesión, adicionalmente se da una instrucción QHSE para su permanencia en las instalaciones.

3.5.5 Consideraciones Se mantendrá en la sala de datos un equipo con aplicativos para la visualización de formatos SEGY, LAS, LIS, DLIS, formatos pdf. Se debe llevar un control de las sesiones realizadas teniendo en cuenta la compañía, el área que solicito y el número de sesiones realizadas por área. Una sesión de atención en sala de datos estará definida por cada área diferente que se tenga que preparar, y estará conformada por un conjunto de datos que pertenezcan a una misma área.

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4 FUNCIONALIDADES ADICIONALES Las siguientes son funcionalidades adicionales que soportan el sistema del banco de datos: 4.1 SUBSISTEMA DE COPIADO El susbsistema de copiado incluye las actividades necesarias para realizar copias de información sísmica, data digital, perfiles de pozos y archivos documentales. Para información sísmica se copia la información en formatos SEGY, SED, TIFF y JPEG y se entregan en medios DLT, cartucho, DVD, y CD. Para información documental se copia la información en formatos ASCII, Word, Excel, PDF, JPEG, TIFF, Shape file, DWG y los formatos que consideren necesarios y se entregan en medios DVD, CD o discos duros externos. Para información de pozos se copia la información en formatos LAS, LIS, ASCII, TIFF y JPEG, y se entrega en medios CD y DVD. 4.2 SUBSISTEMA DE CONTROL DE CALIDAD El subsistema de control de calidad incluye el cumplimiento de las normas, estandares y procedimientos indicados en el presente documento y en “Manual de Recepción y Entrega de Información” vigente; la realización de la verificación técnica; y la emisión del certificado de integridad del dato como se indica en el numeral 3.2 Proceso de Verificación Técnica en este documento, de acuerdo a cada tipo de dato si es documento técnico, sísmica, pozos y mapas. Para el caso en que los documentos técnicos no pasen la verificación técnica, esto refleja en la bandera de certificación de integridad y se debe reportar a PeruPetro, a fin de que sea completada por el contratista que genera la información. El banco de datos reportara mensualmente los casos en los que se presenten inconsistencias en la información verificada con el fin de que PP realice la gestión de completitud de la información en un tiempo máximo de 60 días calendario, pasados los cuales se dará por aceptada y se cargara en el sistema, a excepción de los casos en que la gerencia de Exploración de PP manifieste por escrito lo contrario. 4.3 SUBSISTEMA DE MAPEO El subsistema de mapeo incluye las acciones necesarias para la generación de:

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Mapas base de sísmica y de pozos Ver numeral 3.5.4 Elaboración de mapas de lotes

• Se reciben OT para actualización de mapas de lotes • Se reciben de PP las coordenadas de lotes a actualizar • Se realiza la actualización de lotes • Se presenta a PP para su aprobación • Se cierra la OT de actualización de lotes.

4.4 SUBSISTEMA DE BACKUPS El subsistema de backups esta diseñado para generar copias de seguridad del sistema de base de datos, metadata y en general de toda la información del Sistema. Esta actividad esta relacionada con los protocolos establecidos para resguardar la información de las bases de datos y de las aplicaciones. Esta empieza con la identificación del tipo de backup, los medios a utilizar, la identificación de medios y por último el envío al custodio de los medios. Se divide en tres actividades así: Identificación tipo de copia y frecuencia Las copias se seleccionan de acuerdo a dos factores: El primer factor por agrupación de archivos específicos dentro de los que se encuentran los archivos de configuración del sistema operacional, archivos de bases de datos, archivos de aplicaciones etc. y el segundo factor con la identificación de sistemas de archivos tales como unidades lógicas, directorios y librerías. Dado que se tienen diferentes sistemas operativos, tipos de servidores (Solaris, NT, Windows) y aplicaciones que involucran bases de datos, de acuerdo a la frecuencia se identifican el tipo de copia. Para las aplicaciones que manejan los datos en la base de datos y en File System, se realizan copias de respaldo en pareja para mantener la integridad de los datos. Se establecen dos tipos de backups, completo y rotacional. La copia de respaldo completo o FULL se realizan mensualmente tanto para bases de datos como para sistemas operativos. Rotacional se refiere a las copias incrementales del mes los cuales se elaboran semanalmente; este tiene una rotación de 60 días, aproximadamente 4 meses. Estos dos tipos de backups se controlan en formatos de control (ANEXO 7)

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Envío físico a custodio Según el tamaño del backup a realizar y la velocidad de procesamiento, se define el tipo del medio a utilizar. (DLT, DVD, etc). Luego de la ejecución de los backups con los comandos estándares definidos según el servidor, el sistema operativo y si es de File System y/o de Base de datos, se etiqueta el medio con la información para el envío al custodio. Para una correcta manipulación y almacenamiento de los medios, se hace indispensable el manejar una codificación inequívoca en el momento de rotularlos, que permite manejar un identificador único de cada medio. Este identificador es el que conoce el custodio pero en ningún momento permite determinar el contenido o tipo de información. Identificación medios y ejecución Luego de etiquetar o rotular cada uno de los medios, se hace una relación en un archivo Excel (ANEXO 7) que contiene los metadatos del contenido y tipo de copia de respaldo además del identificador único con el que el custodio conoce el medio, esto permite que solo el administrador reconozca su contenido y que la solicitud de medios para la recuperación de medios esté controlada. A cada medio se adiciona un “label” de seguridad que sella el contenedor del medio. Se genera el listado de los identificadores de los medios en papel para el envío al custodio. Al momento de recibo del custodio, éste entrega el soporte de recibido. Los medios enviados quedan disponibles para que el administrador los solicite en cualquier momento, teniendo disponibilidad inmediata para recuperación. 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• El sistema del banco de datos se enfoco en los 5 procesos principales de Recepción y Verificación física, Verificación técnica y catalogación, Carga y Actualización de Bases de Datos, Entrega de Información, Atención en sala de datos. Estos cinco procesos principales están soportados por funcionalidades de copiado, mapeo, backups, y control de calidad.

• El control de calidad incluye el cumplimiento del presente documento y del “Manual

de Recepción y Entrega de Información Técnica” vigente, la verificación técnica de los datos y el posterior certificado de integridad del dato, después de este control y aceptación por parte de PP, la información será almacenada en el sistema.

• Dado el carácter dinámico de los procesos y procedimientos, el alcance de esta

versión se orientó a la actualización y completamiento de las Normas y Procedimientos de los procesos, de acuerdo a lo requerido en las Bases Integradas para el Contrato de Administración del Banco de Datos de PeruPetro S.A. Sin

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embargo se recomienda continuar con el mejoramiento continuo en futuras versiones de este documento.

• El sistema del banco de datos deberá seguir buscando la estandarización, integración

e interacción para que sus procesos funcionen eficazmente.