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TESINA
PRESENTA
GESTIÓN Y GERENCIAMIENTO DE UN SISTEMA DE
MEDICIÓN DE FLUJO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
PARA OBTENER EL GRADO DE
ING. JAIME DE JESÚS RUIZ ROMERO
ASESOR: M. EN I. CÉSAR NICOLÁS QUIROZ
MAESTRÍA EN DIRECCIÓN Y GESTIÓN DE PROYECTOS DE INGENIERÍA
VILLAHERMOSA, TABASCO, ENERO 2019
I
AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios Padre Todo Poderoso por haberme permitido llegar hasta este
momento de mi vida personal y profesional. Por ser mi más grande fortaleza en
momentos de debilidad. ¡Gracias Señor!
Gracias a mi madre Gertrudis por su apoyo, consejos, paciencia y amor
incondicional en todo momento y en particular, para el logro de este objetivo.
Gracias a mi Padre+ Jaime por sus enseñanzas y los recuerdos que me motivan
a imitar su ejemplo de vida.
Gracias a mis hermanos y a sus familias, Ninfa Elena y Josué Andrés por ser una
parte importante de mi vida, por estar ahí cuando los he necesitado.
Gracias a mi esposa, Tila Patricia, por ser mi complemento, mi cómplice, por su
apoyo en las buenas y en las malas, por impulsarme a conseguir nuevas metas.
Por todo su cariño y amor.
Gracias a mis hijos, Andrea Patricia, Jaime Alberto y Luisa Fernanda por llenar mi
vida de alegrías y ser mi motor para mantenerme fortalecido.
Gracias familia, los amo.
Gracias al CIATEQ por haberme brindado la oportunidad de estudiar en su
institución. Gracias Lic. Mercedes Salvador por todo su apoyo y atenciones
durante cada etapa de la Maestría.
Gracias a todos los profesores por la confianza y dedicación de tiempo, por
compartir sus conocimientos y amistad.
Gracias al CONACYT por haberme otorgado la beca de estudio.
Gracias a mi asesor y amigo, el Maestro en Ingeniería César Nicolás Quiroz por
haberme dado la oportunidad de desarrollar este trabajo, por haberme tenido
la paciencia necesaria, por todo su apoyo y amistad.
Gracias a la compañía de Servicios de medición y control (Sermeco Oil and
Gas, S.A. de C.V.), por todas las facilidades otorgadas para la realización de
este proyecto. Gracias a mis compañeros y amigos de trabajo, Fernando N.
Álvarez Martínez, Juan Antonio Herrera Escamilla, Eugenio Bravata de la Cruz,
Jorge Alberto Bedolla Muñoz; por todas las aportaciones, apoyo y consejos.
Gracias a mis compañeros y amigos de maestría por haber sido cómplices para
lograr juntos esta meta. Carlos Sánchez, Claudia Camas, Fernando Ruiz, Juan
Luna, Janice González, Luis Rodríguez, Melina De la Cruz, Natalia Muñoz, Rafael
Somellera.
Gracias infinitas a todos, con mucho cariño y afecto,
Jaime
II
CARTA DE LIBERACIÓN DEL ASESOR
III
CARTA DE LIBERACIÓN DEL REVISOR
IV
TÍTULO Gestión y Gerenciamiento de un Sistema de Medición de Flujo de Hidrocarburos
Líquidos.
RESUMEN La medición es una actividad fundamental en todo el proceso de la cadena de
valor de explotación y producción de hidrocarburos. La falta de una
estandarización de los procesos en la administración de los Sistemas de Medición,
influye directamente en los resultados obtenidos, lo anterior por la ausencia de
información oportuna y confiable; consecuentemente no es posible estimar la
incertidumbre de los sistemas de medición de hidrocarburos. Para tal efecto, es
necesario que los responsables de dichos sistemas, realicen las funciones de
gestión, basados en la Metodología de las mediciones, Herramientas estadísticas,
y el Control documental, así como mantener y generar las competencias del
personal en esta disciplina.
Ante los requerimientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la
Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) de PEMEX Exploración y Producción
(PEP) tiene la necesidad de evaluar la medición de hidrocarburos líquidos y
gaseosos desde el pozo hasta que estos fluidos llegan a los puntos de entrega, y
realizar las recomendaciones correspondientes para actualizar, complementar o
instalar sistemas de medición del tipo operacional, referencial o de transferencia
(fiscal).
Es de suma importancia contar con Sistemas de Medición que permitan realizar la
Medición de Hidrocarburos con Trazabilidad Metrológica a Patrones Nacionales o
Internacionales o, en su defecto, con base en estándares de medición, acordes a
lo estipulado en la Ley Federal de Metrología y Normalización. En ese mismo
sentido, el personal del Operador Petrolero involucrado en la Medición de los
Hidrocarburos deberá contar con las habilidades, aptitudes, capacitación y
entrenamiento necesarios para llevar a cabo sus funciones.
V
El desarrollo del presente trabajo pretende validar una propuesta metodológica
basada en procedimientos, guías y recomendaciones que se han desarrollado
anteriormente, pero que aún no ha sido implementada ni evaluada en algún
sistema de medición en particular, dentro de PEP Región Sur.
El alcance del presente trabajo define puntos clave que sustenten la confiabilidad
de las mediciones de hidrocarburos, a través de una efectiva administración de los
sistemas de medición. Así mismo, pretende establecer un punto de partida para la
elaboración de un procedimiento en la administración de sistemas de medición
(ASM).
Palabras clave—Gestión, Sistema de Medición, Confiabilidad, Control Documental,
Incertidumbre, Trazabilidad metrológica, Confirmación metrológica, Ingeniería y
Tecnología, Tecnología de la Instrumentación, Equipos de Verificación,
Instrumentos electrónicos.
VI
ABSTRACT Measurement is a fundamental activity throughout the process of the chain of value
of exploitation and production of hydrocarbons.
The lack of standardized processes in the administration of measurement systems
directly influences the obtained results, this is due to the absence of timely and
accurate information. Therefore, it is not possible to estimate the uncertainty of the
hydrocarbon measurement systems.
In order to accomplish this, it is necessary that those in charge of these systems
perform the management functions based on the measurement methodology,
statistical tools, and documentary control, as well as maintain and develop the skills
of staff involved in this discipline.
In response to the requirements of the National Hydrocarbons Commission (CNH),
the Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) of PEMEX Exploración y
Producción (PEP) has a need to evaluate the measurement of liquid and gaseous
hydrocarbons from the well until these fluids arrive at the delivery points, as well as
to make the corresponding recommendations to update, complement or install
measurement systems of the operational, referential or transfer (fiscal) type.
The oil operator must have measurement systems that allow him to measure
hydrocarbons with metrological traceability to national or international standards
or, failing that, based on measurement standards, in accordance with the provisions
of the Federal Law of Metrology and Standardization. Likewise, the staff of the oil
operator involved in the measurement of hydrocarbons must have the skills,
qualifications and the necessary training to carry out their functions.
This work aims at validating a methodological proposal based on procedures,
guidelines and recommendations that have been previously developed, but that
VII
have not yet been implemented or evaluated in any particular measurement
system, within PEP South Region.
The scope of this work defines key points that support the reliability of hydrocarbon
measurements through an effective management of measurement systems.
Likewise, it intends to establish a starting point for the development of a procedure
in the administration of measurement systems (ASM).
Keywords: Management, Measurement System, Reliability, Documentary Control,
Uncertainty, Metrological traceability, Metrological confirmation, Engineering and
Technology, Instrumentation Technology, Verification Equipment, Electronic
Instruments.
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................................. I
CARTA DE LIBERACIÓN DEL ASESOR ..................................................................................................................... II
CARTA DE LIBERACIÓN DEL REVISOR ................................................................................................................... III
TÍTULO ........................................................................................................................................................................ IV
RESUMEN .................................................................................................................................................................. IV
ABSTRACT ................................................................................................................................................................. VI
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................................................................... X
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................................................... XII
GLOSARIO ............................................................................................................................................................... XIII
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1
1.1 Antecedentes ......................................................................................................................................... 1
1.2 Definición del problema ....................................................................................................................... 4
1.3 Justificación ............................................................................................................................................ 6
1.4 Objetivo General ................................................................................................................................... 7
1.5 Objetivos Específicos ............................................................................................................................. 7
1.6 Hipótesis ................................................................................................................................................... 8
1.7 Conceptualización ................................................................................................................................ 8
1.8 Operacionalización ............................................................................................................................... 9
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO O FUNDAMENTOS TEÓRICOS ....................................................................... 10
2.1 Control Documental............................................................................................................................ 12
2.2 Estimación de la Incertidumbre ........................................................................................................ 14
2.3 Control Estadístico ............................................................................................................................... 15
2.4 Gestión y Gerenciamiento de la medición .................................................................................... 16
2.4.1 Diagramas, esquemas e Isométricos ........................................................................................... 17
2.4.2 Topología de Control ...................................................................................................................... 17
2.4.3 Censo e Inventario .......................................................................................................................... 18
2.4.4 Características técnicas de la instrumentación ........................................................................ 18
2.4.5 Normatividad aplicable ................................................................................................................. 18
2.4.6 Características metrológicas ........................................................................................................ 18
2.4.7 Requisitos metrológicos. ................................................................................................................. 19
2.4.8 Procedimientos de operación ...................................................................................................... 19
2.4.9 Procedimientos de mantenimiento ............................................................................................. 19
2.4.10 Procedimientos de calibración ................................................................................................ 20
2.4.11 Historial de calibraciones .......................................................................................................... 20
2.4.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones. ............................................................. 20
2.4.13 Certificados o informes de calibración .................................................................................. 21
2.4.14 Estimación de incertidumbre ................................................................................................... 22
2.4.15 Verificación y validación de cálculo volumétrico ............................................................... 25
IX
2.4.16 Gráficos de control. (Cartas de Control). .............................................................................. 28
2.4.17 Telemetría ..................................................................................................................................... 28
2.4.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica ............................................... 28
2.4.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas. ................................. 29
2.4.20 Auditorias y Diagnósticos .......................................................................................................... 29
2.4.21 Confirmación metrológica ....................................................................................................... 30
CAPÍTULO 3. RESULTADOS ..................................................................................................................................... 32
3.1 Diagramas, esquemas e Isométricos. .............................................................................................. 37
3.2 Topología de Control. ......................................................................................................................... 39
3.3 Censo e Inventario. ............................................................................................................................. 41
3.4 Características técnicas de la instrumentación. ........................................................................... 42
3.5 Normatividad aplicable. .................................................................................................................... 43
3.6 Características Metrológicas. ............................................................................................................ 45
3.7 Requisitos metrológicos ...................................................................................................................... 49
3.8 Procedimientos de operación. ......................................................................................................... 49
3.9 Procedimientos de mantenimiento. ................................................................................................. 50
3.10 Procedimientos de calibración. ........................................................................................................ 51
3.11 Historial de Calibraciones. .................................................................................................................. 51
3.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones. ...................................................................... 52
3.13 Certificados o informes de calibración. .......................................................................................... 53
3.14 Estimación de incertidumbre ............................................................................................................. 54
3.15 Verificación y validación del cálculo volumétrico. ....................................................................... 77
3.16 Gráficos de control. (Cartas de Control). ....................................................................................... 79
3.17 Telemetría .............................................................................................................................................. 86
3.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica ......................................................... 87
3.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas. .......................................... 88
3.20 Auditorias y Diagnósticos ................................................................................................................... 90
3.21 Confirmación metrológica ................................................................................................................. 91
3.22 Portal de medición de PEP. ............................................................................................................... 92
3.23 Portal repositorio PEP_CNH ................................................................................................................. 95
CONCLUSIONES ...................................................................................................................................................... 98
APORTACIÓN DE LA TESINA. ................................................................................................................................. 99
RECOMENDACIONES ........................................................................................................................................... 100
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. .......................................................................................................................... 101
ANEXOS. ..................................................................................................................................................................... 1
ANEXO A.1. REQUERIMIENTOS PARA LA INTEGRACIÓN DE UN EXPEDIENTE DE MEDICIÓN. .................... 1
ANEXO A.2. Referencias Normativas. ............................................................................................................... 2
(Comisión Nacional de Hidrocarburos_Lineamientos ................................................................................... 2
Técnicos de medición) ....................................................................................................................................... 2
ANEXO A.3. Dictámenes de Calibración ........................................................................................................ 8
X
ANEXO A.4. Constantes para los límites de gráficas de Control............................................................... 29
ANEXO A.5. Diagnóstico del sistema de medición de flujo de aceite .................................................... 30
ANEXO A.6. CARTAS DE MANTENIMIENTO DEL PATÍN DE ............................................................................. 39
C.A.B. CACTUS ENVÍO A PALOMAS................................................................................................................. 39
ANEXO A.7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN............................................. 41
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Modelo de Gestión de las mediciones. NMX-CC-10012-IMNC-2004. [3] ...................................... 9
Figura 2. Concepto de Incertidumbre. [14] ...................................................................................................... 22
Figura 3. Fuentes de incertidumbre presentes en la medición. [16] ............................................................ 23
Figura 4. Diagrama de flujo para la estimación de incertidumbres de medición. [12]............................ 24
Figura 5. Diagrama de flujo para el cálculo de factores de corrección utilizados en la ecuación de
volumen. (CPL, CTL). [19] ...................................................................................................................................... 26
Figura 6. Diagrama de flujo para el cálculo de volumen. [19] ..................................................................... 27
Figura 7. Proceso de confirmación metrológica en el modelo de Gestión de las mediciones. [3] ....... 30
Figura 9. Proceso de confirmación metrológica del equipo de medición. (ISO 10012:2003). [3] .......... 31
Figura 10. Ubicación geográfica del Complejo Procesador de Gas Cactus. ........................................... 32
Figura 11. Ubicación del Sistema de Medición dentro del C.P.G. Cactus. ................................................ 33
Figura 12. Diagrama de arreglo de tubería de la C.A.B. Cactus. [22] ......................................................... 34
Figura 13. Sistema de medición de flujo tipo ultrasónico para Transferencia de
custodia C.A.B. Cactus Envío a Palomas. ......................................................................................................... 34
Figura 14. Medidor de Flujo tipo ultrasónico para transferencia de custodia.
(Antes de mantenimiento). .................................................................................................................................. 35
Figura 15. Medidor de Flujo tipo ultrasónico para transferencia de custodia.
(Después de Mantenimiento). ............................................................................................................................. 35
Figura 16. Medidor de corte de Agua para transferencia de custodia.
(Antes de mantenimiento). .................................................................................................................................. 35
Figura 17. Medidor de corte de Agua para transferencia de custodia.
(Después de Mantenimiento). ............................................................................................................................. 36
Figura 18. Diagrama de flujo de la Central de Almacenamiento y
Bombeo Cactus. [22]............................................................................................................................................. 37
Figura 19. Diagrama de flujo, Manejo de Aceite. [22] .................................................................................... 37
Figura 20. Esquema arreglo de instrumentos en patín de medición de flujo de aceite, C.A.B. Cactus,
Envío Palomas. [22] ................................................................................................................................................ 38
Figura 21. Bloques de control. [22] ...................................................................................................................... 39
Figura 22. Diagrama de lazo. [22] ....................................................................................................................... 39
Figura 23. Infraestructura de monitoreo. [22] .................................................................................................... 40
XI
Figura 24. Elementos típicos de la instalación de un medidor de flujo tipo ultrasónico. (Cap. 5 Secc. 8
Manual API). ............................................................................................................................................................ 44
Figura 25. Manual de usuario Software de monitoreo. ................................................................................... 49
Figura 26. Procedimiento operativo para mantenimiento a Sistemas de medición en PEP. [43] .......... 50
Figura 27. Procedimiento Operativo de calibración de
sistemas de medición de PEP. [42] ..................................................................................................................... 50
Figura 28. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de medición en
C.A.B. Cactus Tren 1. [22] ..................................................................................................................................... 51
Figura 29. Cadena de trazabilidad del medidor de flujo ultrasónico. [22] ................................................. 52
Figura 30. Certificado de calibración del medidor de flujo ultrasónico. [22] ............................................. 53
Figura 31. Diagrama de árbol de las fuentes de Incertidumbre. .................................................................. 54
Figura 32. Datos instantáneos del computador de flujo ................................................................................ 77
Figura 33. Carta de control del medidor de flujo tipo ultrasónico. ............................................................... 79
Figura 34. Gráfico de control con desviación estándar del medidor de flujo tipo ultrasónico. ............. 83
Figura 35. Gráfica de control con rango del medidor de flujo tipo ultrasónico. ....................................... 84
Figura 36.Estación de monitoreo local (interfaz gráfica)................................................................................ 87
Figura 37. Flujo de información (estación local y remota). ............................................................................ 87
Figura 38. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de medición en
C.A.B. Cactus Tren 1. [22] ..................................................................................................................................... 88
Figura 39. Proceso de confirmación metrológica. [3] ..................................................................................... 91
Figura 40. Página principal del portal de administración. [22] ...................................................................... 92
Figura 41. Selección del Activo de Producción de PEP Sur ........................................................................... 93
Figura 42. Selección de Instalaciones de proceso de Aceite. ...................................................................... 93
Figura 43. Selección del sistema de medición seleccionado. ...................................................................... 94
Figura 44. Expediente de la administración metrológica. .............................................................................. 94
Figura 45. Portal Repositorio PEP-CNH. [22] ....................................................................................................... 95
Figura 46. Selección Subdirección de Producción Región Sur. GCO. ......................................................... 96
Figura 47. Selección del tema Instalaciones. .................................................................................................... 96
Figura 48. Selección de la ubicación. ................................................................................................................ 97
Figura 49. Expediente de la administración metrológica. .............................................................................. 97
Figura 50. Sistema de medición de flujo de C.A.B. Cactus. ........................................................................... 33
Figura 51. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24] ................................................... 41
Figura 52. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24] ................................................... 42
Figura 53. Características técnicas del transmisor de densidad. [25] .......................................................... 43
XII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.Diferencias permisibles del valor obtenido entre el .......................................................................... 25
Tabla 2. Censo e Inventario del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22] ......................................... 41
Tabla 3. Características técnicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus.
[22] ............................................................................................................................................................................ 42
Tabla 4. Características técnicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus.
[22] ............................................................................................................................................................................ 43
Tabla 5. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C.A.B.
Cactus. [22] ............................................................................................................................................................. 45
Tabla 6. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C.A.B.
Cactus. [22] ............................................................................................................................................................. 46
Tabla 7. Características metrológicas del Analizador de corte de Agua. AIT-302. [24] .......................... 47
Tabla 8. Características metrológicas del transmisor de densidad. DT-302. [25]. ...................................... 47
Tabla 9. Características metrológicas del medidor de flujo ultrasónico FE-302. [23] ................................ 48
Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema. ................................................................... 48
Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos en fase
líquida. [8] ................................................................................................................................................................ 49
Tabla 12. Historial de calibraciones del tren 1 de C.A.B. Cactus. [22] ......................................................... 51
Tabla 13. Descripción de fuentes de incertidumbre del diagrama de árbol. ............................................ 55
Tabla 14. Incertidumbre estimada a diferentes frecuencias de calibración. ............................................ 56
Tabla 15. Incertidumbre estimada por calidad de muestra. ......................................................................... 56
Tabla 16. Datos de Carta de control del día 18/12/2017. .............................................................................. 80
Tabla 17. Tabla resumen de Desviación estándar y Rango de
las cartas de control. ............................................................................................................................................. 80
Tabla 18. Límites de control. ................................................................................................................................. 83
Tabla 19. Índice de capacidad .......................................................................................................................... 85
Tabla 20. Criterios de decisión del ICP. .............................................................................................................. 85
Tabla 21. Estimación de tiempo de calibración. ............................................................................................. 86
Tabla 22.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1 ....................... 89
Tabla 23.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1 ....................... 90
Tabla 24. Requerimientos para la integración de un expediente de medición. [9] ................................... 1
Tabla 25. Constantes para los límites de las gráficas de control. [9] ............................................................ 29
Tabla 26. Datos generales de identificación del tren de medición 1. ......................................................... 32
Tabla 27. Resumen de hallazgos para el tren de medición. ......................................................................... 35
Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema. ................................................................... 35
Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos
en fase líquida. [8] .................................................................................................................................................. 36
XIII
GLOSARIO
MAGNITUD: Propiedad de un fenómeno, cuerpo o sustancia, que puede expresarse
cuantitativamente mediante un número y una referencia.
MENSURANDO: Magnitud que se desea medir.
REPETIBILIDAD: Proximidad entre resultados de sucesivas mediciones del mismo
Mensurando, realizadas bajo las mismas condiciones.
REPRODUCIBILIDAD: Proximidad entre resultados de mediciones del mismo
Mensurando, realizadas bajo condiciones que incluyan diferentes lugares,
operadores y sistemas de medición.
MEDICIÓN: Proceso que consiste en obtener experimentalmente uno o varios
valores que pueden atribuirse razonablemente a una magnitud.
METROLOGÍA: Ciencia de las mediciones y sus aplicaciones.
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS: Cuantificación del volumen o masa y
determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos.
AUDITORÍA: Proceso sistemático, independiente y documentado para el monitoreo,
evaluación de cumplimiento, prevención de riesgos, fortalecimiento de control
interno e identificación de oportunidades para la mejora de cualquiera de los
elementos influyentes en los Mecanismos de Medición.
MECANISMOS DE MEDICIÓN: Conjunto integrado de competencias técnicas,
estándares, procedimientos y Sistemas de Medición, para la Medición del volumen
y la determinación de la calidad de los Hidrocarburos, tanto para la Medición
Fiscal, como para las mediciones Operacional, de Referencia y de Transferencia.
SISTEMA DE MEDICIÓN: Conjunto de equipos, instalaciones, sistemas informáticos e
Instrumentos de Medida, destinados a la Medición de Hidrocarburos.
SISTEMA DE GESTIÓN DE LA MEDICIÓN: Conjunto de elementos interrelacionados, o
que interactúan, necesarios para lograr la confirmación metrológica y el control
continuo de los procesos de medición.
CARACTERÍSTICAS METROLÓGICAS: Especificaciones particulares de los elementos
de un Mecanismo de Medición que pueden influir en los resultados de medición,
tales como intervalo nominal, intervalo de medición, clase de exactitud, deriva,
XIV
estabilidad, exactitud, histéresis, Incertidumbre de Medida, error, linealidad,
resolución, repetibilidad, reproducibilidad y sensibilidad.
CONFIRMACIÓN METROLÓGICA: Conjunto de operaciones referidas para asegurar
que un Instrumento de Medida cumpla con los requerimientos para su uso
esperado. Generalmente incluye calibraciones y verificaciones, cualquier ajuste o
reparación necesario y subsecuentes re calibraciones, comparaciones con
requerimiento metrológicos para uso esperado del equipo, así como también
cualquier sellado y etiquetado requerido.
GESTIÓN Y GERENCIA DE MEDICIÓN: Metodología mediante la cual el Operador
Petrolero administra el funcionamiento e interrelación de los Mecanismos de
Medición de Hidrocarburos, adecuada a la calidad y volumen de los Hidrocarburos
producidos, en términos de los Lineamientos técnicos de la CNH en materia de
medición de hidrocarburos.
PATRÓN DE MEDIDA: Realización de la definición de una magnitud dada, con un
valor determinado y una Incertidumbre de Medida asociada tomada como
referencia.
INCERTIDUMBRE DE MEDIDA: Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión
de los valores atribuidos a un Mensurando a partir de la información que se utiliza.
MEDICIÓN DE REFERENCIA: Cuantificación del volumen o masa y determinación de
la calidad de los Hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos
procedentes de otros Sistemas de Medición con menor Incertidumbre de Medida,
cuya finalidad es establecer los principios de cómo determinar los valores
producidos.
MEDICIÓN DE TRANSFERENCIA: Cuantificación del volumen o masa y determinación
de la calidad de los Hidrocarburos que se realiza en el punto donde el Operador
Petrolero entrega los Hidrocarburos a un tercero, inclusive a otro Operador Petrolero
o se integran al sistema de Transporte o de Almacenamiento, según corresponda,
así como entre éstos y el Punto de Medición, en su caso.
TRAZABILIDAD METROLÓGICA: Propiedad de un resultado de medida por la cual el
resultado puede relacionarse con una referencia mediante una cadena
ininterrumpida y documentada de Calibraciones, cada una de las cuales
contribuye a la Incertidumbre de Medida.
XV
EXACTITUD DE MEDIDA: Proximidad entre un valor medido y un valor verdadero de
un mensurando.
PRECISIÓN DE MEDIDA: Proximidad entre las indicaciones o los valores medidos
obtenidos en mediciones repetidas de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo
condiciones especificadas
ERROR DE MEDIDA: Diferencia entre un valor medido de una magnitud y un valor
de referencia.
FACTOR DE COBERTURA: Número mayor que uno por el que se multiplica una
incertidumbre típica combinada para obtener una incertidumbre expandida
NOTA: Habitualmente se utiliza el símbolo k para el factor de cobertura (véase
también la Guía ISO/IEC98-3:2008, 2.3.6).
CALIBRACIÓN: Operación que bajo condiciones especificadas establece, en una
primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medida
asociadas obtenidas a partir de los patrones de medida, y las correspondientes
indicaciones con sus incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza
esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado
de medida a partir de una indicación.
INTERVALO DE MEDIDA: Conjunto de los valores de magnitudes de una misma
naturaleza que un instrumento o sistema de medida dado puede medir con una
incertidumbre instrumental especificada, en unas condiciones determinadas
SENSIBILIDAD DE UN SISTEMA DE MEDIDA: Cociente entre la variación de una
indicación de un sistema de medida y la variación correspondiente del valor de la
magnitud medida.
RESOLUCIÓN: Mínima variación de la magnitud medida que da lugar a una
variación perceptible de la indicación correspondiente
DERIVA INSTRUMENTAL: Variación continua o incremental de una indicación a lo
largo del tiempo, debida a variaciones de las características metrológicas de un
instrumento de medida.
INCERTIDUMBRE INSTRUMENTAL: componente de la incertidumbre de medida que
procede del instrumento o sistema de medida utilizado
CLASE DE EXACTITUD: Clase de instrumentos o sistemas de medida que satisfacen
requisitos metrológicos determinados destinados a mantener los errores de medida
XVI
o las incertidumbres instrumentales dentro de límites especificados, bajo
condiciones de funcionamiento dadas.
ESTABILIDAD DE UN INSTRUMENTO DE MEDIDA: Propiedad de un instrumento de
medida por la que éste conserva constantes sus características metrológicas a lo
largo del tiempo.
DIAGRAMAS GENERALES DE INFRAESTRUCTURA. Isométricos de las instalaciones de
Producción, Recolección, Almacenamiento que utilizará y las cuales incluyen, al
menos, pozos, baterías, compresoras, bombas, deshidratadoras, rectificadores,
tanques de almacenamiento, ductos, otros Sistemas de Medición y, en general, de
la infraestructura necesaria para desplazar los Hidrocarburos desde el pozo hasta
el Punto de Medición.
DIAGRAMAS DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDIDA. Isométricos de la instalación de los
Instrumentos de Medida que incluye su conexión con las instalaciones de
Producción y los Sistemas de Medición.
ELEMENTO PRIMARIO. Es el dispositivo de un medidor que de acuerdo a su principio
de medición convierte una característica asociada al flujo a medir, en una señal
medible.
ELEMENTO SECUNDARIO. Es un transductor que responde a una señal un medidor
que de acuerdo a su principio de medición convierte una característica asociada
al flujo a medir, en una señal medible.
ELEMENTO TERCIARIO. Es un dispositivo que integra las señales recibidas de los
dispositivos primarios y secundarios, obteniendo un volumen a través de un
algoritmo de cálculo normalizado.
VERIFICACIÓN. Aportación de evidencia objetiva de que un elemento satisface los
requisitos especificados.
AJUSTE DE UN SISTEMA DE MEDIDA. Conjunto de operaciones realizadas sobre un
sistema de medida para que proporcione indicaciones prescritas,
correspondientes a valores dados de la magnitud a medir.
1
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes
La Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN) fue dada a conocer en el
Diario Oficial de la Federación, el 1 de julio de 1992 y el 14 de enero de 1999, se
decretó y apareció en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento de la Ley
Federal sobre Metrología y Normalización. El principal objetivo de la LFMN es alentar
a las empresas a adoptar mayores normas de calidad, lo que, a su vez, elevará su
grado de competitividad. Los objetivos de esta Ley se establecen en el artículo
segundo de la misma y entre otros son:
I. En materia de Metrología:
a) establecer el Sistema General de Unidades de Medida;
b) precisar los conceptos fundamentales sobre metrología;
c) establecer los requisitos para la fabricación, importación, reparación, venta
verificación y uso de los instrumentos para medir y los patrones de medida;
d) establecer la obligatoriedad de la medición en transacciones comerciales y de
indicar el contenido neto en los productos envasados;
e) instituir el Sistema Nacional de Calibración;
f) crear el Centro Nacional de Metrología, como organismo de alto nivel técnico en
la materia; y,
g) regular, en lo general, las demás materias relativas a la metrología.
II. En materia de normalización, certificación, acreditamiento y verificación:
a) fomentar la transparencia y eficiencia en la elaboración y observancia de normas
oficiales mexicanas y normas mexicanas;
b) instituir la Comisión Nacional de Normalización para que coadyuve en las
actividades que sobre normalización corresponde realizar a las distintas
dependencias de la administración pública federal;
c) establecer un procedimiento uniforme para la elaboración de normas oficiales
mexicanas por las dependencias de la administración pública federal;
2
d) promover la concurrencia de los sectores público, privado, científico y de
consumidores en la elaboración y observancia de normas oficiales mexicanas y
normas mexicanas;
e) coordinar las actividades de normalización, certificación, verificación y laboratorios
de prueba de las dependencias de administración pública federal;
f) establecer el sistema nacional de acreditamiento de organismos de normalización
y de certificación, unidades de verificación y de laboratorios de prueba y de
calibración; y,
g) en general, divulgar las acciones de normalización y demás actividades
relacionadas con la materia.
A fin de mejorar la capacidad institucional, el Estado creó el Centro Nacional de
Metrología (CENAM), cuya función es garantizar la precisión de las mediciones
industriales y su compatibilidad con las normas extranjeras. Es importante señalar que
los aspectos relacionados con la metrología en México son atendidos por diversos
organismos públicos y privados que conforman el Sistema Metrológico Nacional.
Uno de los mandatos de la reforma a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
en 1992 fue la constitución de un órgano administrativo desconcentrado de la
entonces Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal, para resolver las
cuestiones derivadas de la interacción entre el sector público y el privado producto
de dicha reforma. En consecuencia, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) fue
creada mediante Decreto Presidencial publicado en el Diario Oficial de la Federación
(DOF) el 4 de octubre de 1993.
El Poder Legislativo aprobó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, misma que
se publicó en el DOF el 31 de octubre de 1995 y que convirtió a la institución en un
órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía (SENER) con autonomía técnica
y operativa y con atribuciones. Ello permitió a la CRE tener la capacidad de
implementar el marco regulatorio en los sectores de gas y electricidad.
3
El 28 de noviembre de 2008, se publicaron en el DOF los diversos decretos que
representaron los acuerdos alcanzados en el Congreso de la Unión en torno a cómo
debía modificarse el funcionamiento del sector energético y sus instituciones. Estas
reformas fortalecieron a la CRE en cuanto a su naturaleza, estructura y
funcionamiento, además de que le confirieron mayores atribuciones para regular no
sólo el sector de gas y electricidad que ya tenía bajo su responsabilidad, sino también
el desarrollo de otras actividades de la industria de los hidrocarburos, así como la
generación con fuentes renovables de energía.
La industria petrolera en México no establecía como un requisito obligatorio el uso de
un Sistema de Gestión de las mediciones. La administración de la medición en el
sector petrolero se limita únicamente al cumplimiento de las normas NRF.
El septiembre de 2011, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Resolución
CNH.06.001/11 “Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos” en los que se
requiere implementar La Gestión y Gerenciamiento de la Medición con base a
normas internacionales
En 2011, un grupo de especialistas del área de medición dentro de PEP, publica la
Guía Técnica para la administración de los sistemas de medición de flujo de
Hidrocarburos
El 11 de diciembre 2013, se aprobó la Reforma Energética, misma que tuvo la finalidad
de fortalecer el sistema energético de México y colocar al país de forma competitiva
en el panorama internacional energético. La Reforma propuso primordialmente la
construcción de un nuevo marco regulatorio. Estos cambios dieron origen a un nuevo
arreglo institucional que implicó el fortalecimiento de los órganos reguladores y la
transformación de las empresas estatales de hidrocarburos y electricidad.
El presente proyecto nace a partir del interés personal en las actividades
desempeñadas en el proceso industrial de medición de fluidos en el sector petrolero.
Motivado por las necesidades observadas y manifestadas por el personal operativo,
así como de las áreas de oportunidad que existen para integrar la información de
diversos procesos del área de medición, con visión de una metodología estructurada.
4
Para el logro de este objetivo, se propone la validación de una metodología de
gestión que coadyuve a asegurar la confiabilidad de los volúmenes medidos con los
sistemas de medición instalados y en proyectos para dar cumplimiento a los
Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos vigentes en la
industria Petrolera Mexicana.
1.2 Definición del problema
Actualmente en la Subdirección de Producción Bloques Sur de Pemex se continúa
difundiendo e implementando la cultura metrológica, así como los mecanismos de
medición de hidrocarburos. No obstante, se requiere subsanar áreas de oportunidad
y optimizar la Administración de los Sistemas de Medición de Hidrocarburos,
principalmente por la ausencia de información requerida para sustentar su
confiabilidad.
Es indispensable identificar y atender las áreas de oportunidad o hallazgos en cada
componente de la administración metrológica, tales como:
● Infraestructura mecánica fuera de los criterios de la norma aplicable a la
medición de flujo o volumen.
● Dimensionamiento o alcance de medición de equipos fuera del intervalo de
operación del proceso.
● Incumplimientos a los requerimientos metrológicos de los clientes. Y de los
órganos reguladores, (por ejemplo, la incertidumbre solicitada por la CNH
menor al 0.3% para líquidos). [1]
● Incumplimiento a los programas de Mantenimientos Preventivos y Correctivos
a los equipos de medición.
● Falta de gestión oportuna del presupuesto para la adquisición de equipos e
infraestructura o servicios de medición.
● Falta de Capacitación al personal técnico operativo.
5
Uno de los objetivos primordiales del Plan Rector para la Medición de Hidrocarburos
en Pemex Exploración y Producción es lograr una efectiva Administración de los
Sistemas de Medición (ASM), definiéndose ésta, como el conjunto de actividades que
respaldadas con herramientas estadísticas, conocimientos, características y requisitos
metrológicos, que permitan controlar un sistema, aportando evidencia objetiva de la
confiabilidad de sus mediciones. [2]
Para tal efecto, es necesario que los responsables y encargados de estos sistemas,
centren su atención en el Mecanismo de Medición el cual contiene los siguientes hitos:
Equipos
Procedimientos y procesos
Competencia del personal
La Gestión y Gerenciamiento de la medición es un proceso continuo que comienza
con la conceptualización, diseño y manufactura de los equipos y sistemas a utilizar.
Durante este proceso es importante aplicar el conocimiento, toma de decisiones con
base en experiencia y vigilar el cumplimiento de las normas y estándares. Los errores
que ocurren en esta fase inicial son relativamente fáciles de resolver, no obstante, se
vuelven difíciles de erradicar mientras el proceso avanza.
Para asegurar el éxito de dicho proceso, se requiere que una vez instalados y puestos
en marcha los sistemas de medición, éstos sean provistos de un manejo y operación
adecuados, de una verificación continua y atención a los registros históricos, reportes,
documentación, sistemas informáticos, del mantenimiento, de la seguridad y
protección de la información y del entrenamiento del personal operativo y técnico
en el uso, mantenimiento de los equipos y el análisis de información generada.
Para cerciorarse que los sistemas de medición y sus procedimientos operen a los
niveles adecuados se requiere de auditorías y/o supervisiones internas y externas en
intervalos establecidos o acordados de tiempo en donde se evalúe y verifique la
eficacia de los equipos, procedimientos y personal.
6
El presente trabajo de investigación propone estandarizar los procesos basados en la
recopilación y el análisis de información existente para agilizar la planeación y
ejecución de los servicios que permita optimizar la administración de las operaciones
y en consecuencia, la administración de la información en los sistemas de medición.
En términos generales, la validación de la metodología estará basada en la
necesidad de cubrir al menos los siguientes aspectos:
Determinar las actividades de medición y seguimiento para proporcionar
evidencia de la conformidad del producto con los requisitos especificados.
Establecer procesos para asegurar que las mediciones pueden realizarse, y las
que se estén realizando, cumplan de manera coherente con los requisitos de
medición.
Evaluar y registrar la validez de los resultados de las mediciones anteriores
cuando se determine que el equipo no cumpla con los requisitos. Deben
mantenerse registrados los resultados de la calibración y verificación.
1.3 Justificación
La Gestión y Gerenciamiento de la Medición es una actividad fundamental en todo
el proceso de la cadena de valor de la exploración y extracción de hidrocarburos. La
falta de una estructura de los procesos de planeación, organización, dirección,
y control en la Administración Metrológica de los Sistemas de Medición, repercute
directa e indirectamente en los resultados obtenidos en la calidad, productividad, la
satisfacción de los clientes y los costos.
La Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) de Pemex Exploración y Producción
(PEP), tiene a su cargo la administración metrológica de los sistemas de medición de
hidrocarburos y agua congénita en puntos de transferencia de custodia, referenciales
(salida de primeras Baterías) y operacionales.
Las actividades de administración metrológica consisten básicamente en vigilar el
diseño, instalación, modificación, operación, mantenimiento, calibración, estimación
7
de incertidumbre, trazabilidad y documentación sistemática para dar cumplimiento
a la normatividad, diagnósticos, auditorias y regulaciones. Como parte de la mejora
continua de sus actividades, la SPBS requiere la redefinición de sus procesos de una
forma integral.
Con la validación e implementación de una metodología en la Subdirección de
Producción Bloques Sur, se pretende incrementar sustancialmente el cumplimiento a
la normatividad vigente, Plan Rector de Medición de PEP, Lineamientos Técnicos en
Materia de Medición de Hidrocarburos y otros Órganos Reguladores. Proporcionar
mayor certidumbre a los volúmenes medidos y por consiguiente los balances de
producción serán un indicador más asertivo para la toma de decisiones.
Así mismo, minimizar diferencias y discrepancias entre Activos y Regiones de
Producción, mediante información metrológica confiable, generada y reportada
diariamente, las cuales serán evidencia para esclarecer cualquier duda entre las
partes involucradas.
Por todo lo anterior, es de suma importancia validar e implementar una metodología
para la Gestión de la Medición, la cual será el conjunto de elementos físicos y
normativos que estandarice las actividades con el fin de que exista una interrelación
constante de recursos humanos, procedimientos y equipos para asegurar el éxito en
los resultados de cada etapa del proceso de medición.
1.4 Objetivo General
Validar una metodología basada en procesos en la Gestión y Gerenciamiento de un
Sistema de Medición de Transferencia de Hidrocarburos Líquidos.
1.5 Objetivos Específicos
● Analizar las actividades que se desarrollan en torno a las operaciones de las
áreas responsables de la administración de los sistemas de medición.
8
● Estandarizar actividades del proceso de la medición.
● Evaluar la metodología para los procesos operativos inherentes a la medición.
● Medir, evaluar y validar el proceso de gestión y gerenciamiento de la medición.
● Difundir las actividades para la metodología del proceso de gestión y
gerenciamiento de un sistema de medición.
● Registrar los resultados de proceso de la Gestión y Gerenciamiento de la
medición.
● Dar seguimiento para proporcionar evidencia de la conformidad con los
requisitos especificados.
1.6 Hipótesis
La validación del proceso de Gestión y Gerenciamiento permite evaluar y
diagnosticar la confiabilidad de los volúmenes medidos y reportados en un sistema de
medición por medio de un control de la documentación en forma ordenada,
sistemática y objetiva para dar cumplimiento a las normatividades, diagnósticos,
auditorias y regulaciones.
1.7 Conceptualización
Gestión de la medición basada en procesos. (Figura 1). Se establecerá una
metodología o acciones tendientes a verificar o validar las actividades del proceso
de Gestión y Gerenciamiento. Etapas principales:
a. Identificar punto o sistema de medición
b. Comunicar a los responsables
c. Visita al sistema de medición
d. Acopio de información
e. Análisis conforme a las guías
f. Informe de resultados.
g. Mejora del proceso con base en el seguimiento y medición
realizada.
9
1.8 Operacionalización
La metodología para la validación del proceso de Gestión y Gerenciamiento deberá
ser ordenada, sistemática y objetiva; de acuerdo a lo siguiente:
Ordenada:
Identificar y definir la secuencia de los procesos.
Documentar información generada de las actividades y procesos.
Identificar y documentar procedimientos basados en normatividades que
permita al personal, interactuar en forma ordenada.
Figura 1. Modelo de Gestión de las mediciones. NMX-CC-10012-IMNC-2004. [3]
Sistemática:
Definirá Indicadores que muestren la realización y cumplimiento de lo indicado
en procedimientos y/o normatividades;
Retroalimentación a través de mediciones, evaluaciones y comparación de
resultados.
Mejora de los procesos en base a los resultados de la retroalimentación.
Objetiva:
Validar una metodología basada en procesos para la Gestión y Gerenciamiento, que
garantice la confiabilidad de las mediciones de un sistema de medición de flujo de
hidrocarburos líquidos.
10
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO O FUNDAMENTOS TEÓRICOS La evolución que han desarrollado tanto el Plan Rector de Pemex Exploración y
Producción, así como los lineamientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) se pueden resumir en los siguientes términos:
En Julio de 1992 se da a conocer la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización (LFMN).
En enero de 1999, se decretó y apareció en el Diario Oficial de la Federación
el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Se crea el
Centro Nacional de Metrología, como organismo de alto nivel técnico en la
materia.
En Octubre de 1993 se crea la Comisión Reguladora de Energía (CRE) mediante
Decreto Presidencial publicado en el Diario Oficial de la Federación.
En Octubre de 1995 se aprobó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.
Ello permitió a la CRE tener la capacidad de implementar el marco regulatorio
en los sectores de gas y electricidad.
En enero de 2007, entra en vigor el primer Plan Rector para la Medición de
Hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción, obteniendo resultados
importantes en términos de capacitación metrológica a su personal técnico,
En noviembre de 2008, se publicaron diversos decretos. Los cuales fortalecieron
a la CRE en cuanto a su naturaleza, estructura y funcionamiento, además de
que le confirieron mayores atribuciones para regular no sólo el sector de gas y
electricidad que ya tenía bajo su responsabilidad, sino también el desarrollo de
otras actividades de la industria de los hidrocarburos, así como la generación
con fuentes renovables de energía.
El septiembre de 2011, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la
Resolución CNH.06.001/11 “Lineamientos Técnicos de Medición de
Hidrocarburos” en los que se requiere implementar La Gestión y
Gerenciamiento de la Medición con base a normas internacionales. [4]
11
En mayo de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la resolución
CNH.E.02.004/13, en el que se modifican y adicionan diversos artículos de los
“Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos”.
En diciembre de 2013, se aprobó la Reforma Energética, misma que tuvo la
finalidad de fortalecer el sistema energético de México y colocar al país de
forma competitiva en el panorama internacional energético. La Reforma
propuso primordialmente la construcción de un nuevo marco regulatorio. Estos
cambios dieron origen a un nuevo arreglo institucional que implicó el
fortalecimiento de los órganos reguladores y la transformación de las empresas
estatales de hidrocarburos y electricidad.
En septiembre de 2015, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el
acuerdo CNH.E.32.001/15 “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de
Hidrocarburos” en los cuales se requiere implementar los Mecanismos de
Medición a nivel de Asignación, así como la información metrológica y sus
tiempos de entrega. [5]
En febrero de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la primera
reforma, acuerdo CNH.E.02.001/16, en el que se modifican y adicionan diversos
artículos de los “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de
Hidrocarburos”. [6]
En agosto de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la segunda
reforma, acuerdo CNH.E.29.002/16, en el que se modifican artículos de los
“Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos”. [7]
En noviembre de 2016, se difundió el “Plan Rector para la Medición de
Hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción 2016-2020” [8], el cual
establece asegurar la confiabilidad de las mediciones, desde las instalaciones
de extracción hasta los puntos de transferencia de custodia y fiscales de Pemex
Exploración y Producción.
En Diciembre de 2017, se publica en el Diario Oficial de la Federación la tercera
reforma, acuerdo CNH.E.61.005/17, en el que se modifican y adicionan
diversos artículos de los “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de
Hidrocarburos”. [1]
12
Derivado de lo anterior, para asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición,
en el presente trabajo se contemplan tres aspectos fundamentales:
1. El Control Documental por medio de la integración de un expediente de
medición,
2. La estimación de la incertidumbre, utilizando los algoritmos de cálculo de
incertidumbre asociada a los equipos de medición y
3. El control estadístico, para el manejo de la información, ya que permite
recopilarla, estudiarla y analizarla.
2.1 Control Documental.
La evidencia objetiva de la aplicación de una efectiva administración de los sistemas
de medición que sustente la confiabilidad de las mediciones, se logra con la
integración de un expediente de medición donde se lleve un control documental de
las características metrológicas, de los requerimientos metrológicos, de las
herramientas estadísticas aplicadas y de la metodología de las mediciones. [2]
Es de suma importancia documentar los procedimientos nuevos, y los cambios a los
mismos, lo anterior por medio de autorizaciones y un nivel de control que permita que
se utilicen procedimientos vigentes y no se ocupen versiones obsoletas de los mismos
que acarrean desviaciones al Sistema de gestión de la medición.
En el numeral 6.2.3 de la norma NMX-CC-10012 [3], se cita “Deben mantenerse los
registros con la información requerida para el funcionamiento del sistema de gestión
de las mediciones”, estos incluyen resultados de confirmación, medición, compras,
datos de operación, etc., los cuales sustentan al proceso de medición. Pemex
Exploración y Producción (PEP) cuenta con un compendio de Guías Técnicas de
Operación, dentro de las cuales se encuentran la “Guía técnica para la
administración de los sistemas de medición de flujo de Hidrocarburos en PEP (GG-PO-
OP-0001-2011)” [2], elaborado por el grupo de medición de PEP en 2011 y la “Guía
operativa para la gestión y gerenciamiento de la medición de flujo de Hidrocarburos
en PEP (GO-MC-OP-0005-2017)” [9], elaborado por el grupo de trabajo de la
Subdirección de Coordinación Operativa y Comercial en 2017.
13
El documento de la Organización Internacional de Metrología Legal OIML D 10 [10]
indica los principales factores que influyen en la frecuencia de calibración. Estos son:
incertidumbre de la medición requerida o declarada por el laboratorio;
el riesgo que un instrumento de medición exceda los límites máximos permitidos
de error al utilizarlo;
costo de las medidas de corrección cuando se encuentra que un instrumento
no era adecuado por un periodo largo de tiempo;
tipo de instrumento;
tendencia al desgaste y a la deriva;
recomendación del fabricante;
extensión y severidad del uso;
condiciones ambientales (condiciones climáticas, vibraciones, radiaciones
iónicas, etc.);
datos de tendencias obtenidos de los registros de calibraciones previas;
historial de mantenimiento y servicio;
frecuencia de verificación cruzada contra otros patrones de referencia o
dispositivos de medición;
frecuencia y calidad de las verificaciones intermedias en el ínterin;
arreglos de transporte y riesgo; y
grado de capacitación del personal de servicio.
La norma NMX-EC-17025-IMNC [11], establece que los informes (certificados) de
calibración deben incluir al menos:
a) Un título,
b) Nombre y dirección del laboratorio y lugar en donde se efectuaron las
calibraciones,
c) Identificación única del informe de calibración (número) y que cada página
sea reconocida como parte del informe,
d) Nombre y dirección del cliente,
e) Identificación del método usado,
f) Descripción e identificación sin ambigüedad de los elementos calibrados,
g) Cuando sea crítico, fecha de recepción de los elementos de calibración,
14
h) Resultados,
i) Nombre(s) de la función(es) y firma(s) o identificación equivalente de quienes
autorizan el informe. Donde sea relevante una declaración de que los
resultados se relacionan únicamente a los elementos calibrados.
j) Condiciones bajo las cuales fueron hechas las calibraciones, que influyan sobre
los resultados de la medición.
k) La incertidumbre de medición.
l) Evidencia de que las mediciones son trazables.
La integración del expediente de medición para este proyecto estará basado en los
puntos mencionados en la guía de PEP, GO-MC-OP-0005-2017. Véase tabla de
elementos y requerimientos para un expediente de medición en el Anexo A.1
2.2 Estimación de la Incertidumbre.
Para poder obtener una medición confiable, se deberá identificar y controlar los
factores que son causa de desviaciones o errores y conocer el nivel de incertidumbre
del sistema de medición. [12]
El Centro Nacional de Metrología (CENAM) desarrolló la guía para estimar la
incertidumbre de la medición [12], la cual está basada en los lineamientos de la Guide
to the expression of Uncertainty in Measurement (GUM), con el propósito de unificar
criterios en la estimación de las incertidumbres de las mediciones.
La metodología de estimación de incertidumbre, indica que se debe 1) Establecer el
mensurando por medio de un modelo matemático, 2) Determinar los coeficientes de
sensibilidad, 3) Determinar la incertidumbre asociada a cada variable, 4)Determinar
la incertidumbre combinada, y 5)Determinar la incertidumbre expandida.
Para calcular la incertidumbre de medición, primeramente se debe identificar las
fuentes de incertidumbre en la medición. Después se debe estimar la contribución de
cada una de las fuentes de incertidumbre y finalmente las incertidumbres individuales
son combinadas.
15
Una vez determinados el mensurando, el principio, el método y el procedimiento de
medición, se identifican las posibles fuentes de incertidumbre. Éstas provienen de los
diversos factores involucrados en la medición, por ejemplo, los resultados de la
calibración del instrumento; la incertidumbre del patrón o del material de referencia;
la repetibilidad de las lecturas; la reproducibilidad de las mediciones por cambio de
observadores, instrumentos u otros elementos; características del propio instrumento,
como resolución, histéresis, deriva, etc.; variaciones de las condiciones ambientales;
la definición del propio mensurando; el modelo particular de la medición; variaciones
en las magnitudes de influencia.
Existen dos clasificaciones de incertidumbre, 1) Evaluación tipo A. Evaluación de una
componente de incertidumbre de medición por medio de un análisis estadístico de
valores de una magnitud medidos bajo condiciones definidas de medición; 2)
Evaluación tipo B. Evaluación de una componente de incertidumbre de medición
determinada por otros medios. Esta pudiera ser información externa u obtenida de
experiencias anteriores sobre la medición, certificados de calibración,
especificaciones de fabricante, manuales del instrumento, normas o literaturas,
publicaciones, valores de mediciones anteriores, conocimiento sobre las
características o el comportamiento del sistema de medición.
2.3 Control Estadístico
Para la administración de los sistemas de medición, el uso de herramientas estadísticas
es un factor primordial para el manejo de la información, ya que permite recopilarla,
estudiarla y analizarla y en consecuencia, una toma de decisiones más oportuna.
Las herramientas estadísticas más usadas en procesos de medición son:
De tendencia central. - Las cuales determinan indicadores que muestran hacia
qué valor(es) se agrupan los datos, como es el caso de la media, mediana y
moda. Esta herramienta se debe emplear para conocer el valor promedio de
una variable de control.
16
De dispersión. - Establecen el alcance de la diseminación con la cual los datos
de una distribución de frecuencias se distribuyen alrededor de la zona de
tendencia central, como es el caso de la varianza y la desviación estándar;
esta herramienta es muy útil para conocer la desviación que existe entre
mediciones sucesivas y con ello establecer la repetibilidad del sistema de
medición.
Distribuciones probabilísticas. - Permiten conocer la variabilidad de los procesos
de Medición o tendencia de un grupo de valores medidos a través de la
determinación del valor central, dispersión y forma.
Gráficos de control por variables continuas. - Representan a lo largo del tiempo
el estado del proceso de medición que se está monitoreando, permitiendo
controlar desviaciones y realizar ajustes al proceso. Ejemplos de ellos son
promedios y rangos; promedios y desviación estándar; medianas y rangos;
estos gráficos son de gran utilidad para dar seguimiento puntual al
comportamiento de las variables de control, donde es imprescindible
establecer los límites de control y los límites de especificación. [2]
2.4 Gestión y Gerenciamiento de la medición.
La parte metodológica de la gestión y gerenciamiento de la medición se ocupa de
evaluar que los sistemas de medición son acordes a las características metrológicas
establecidas, satisfacen los requisitos metrológicos determinados por el cliente y que
son congruentes para el uso previsto.
Para lo cual es indispensable la integración de un expediente de medición donde se
lleve un control documental de las características metrológicas, los requerimientos
metrológicos, las herramientas estadísticas aplicadas y la metodología de las
mediciones. El desarrollo del presente trabajo se centra en la validación del proceso
del modelo de gestión de las mediciones, principalmente en los procesos de medición
y confirmación metrológica descrito en la figura 1.
17
A continuación se describen los registros del proceso de Gestión y Gerenciamiento,
los cuales definiremos a través de los puntos que conforman el expediente de la
administración metrológica del sistema de gestión de medición.
Es recomendable mantenerlos actualizados y disponibles. Así como aprobados por
una persona autorizada para atestiguar la veracidad de los resultados.
Cabe señalar, aun cuando no es el objetivo del presente trabajo, que entre los
registros de un sistema de gestión de la medición se incluyen el de la selección del
medidor, el seguimiento en los procesos de compra y la recepción del bien
verificando que cumpla con los requisitos metrológicos establecidos.
2.4.1 Diagramas, esquemas e Isométricos
Los diagramas, esquemas e isométricos son la representación gráfica del proceso y
manejo de hidrocarburos líquidos en una instalación, los cuales indican la ubicación
de equipos, entre ellos los sistemas de medición, así como de los instrumentos que los
conforman. (Ejemplo: Diagrama de tuberías e instrumentos, DTI).
Son un excelente punto de partida para la elaboración de los procedimientos, ya que
definen una secuencia precisa, se pueden asignar responsabilidades muy concretas,
ayudan a establecer puntos de control y facilitan la comunicación al proporcionar un
lenguaje común que en la mayoría de los casos no necesita de explicaciones
complementarias minimizando la posibilidad de errores.
Existe una variedad de diagramas e Isométricos que van desde una Ingeniería básica
hasta una Ingeniería de detalle. Todo ello dependerá de los alcances y necesidades
del cliente y/o usuario final. Así mismo, se recomienda que tanto para su elaboración
y revisión se realice en términos de normas oficiales vigentes.
2.4.2 Topología de Control.
La topología trata sobre conceptos como proximidad a otros procesos, compara y
clasifica múltiples atributos donde destacan conectividad, compacidad, entre otros.
18
En este sentido, al igual que los diagramas, al definir con precisión la secuencia de
actividades, se evitan equivocaciones o diversidad de interpretaciones.
2.4.3 Censo e Inventario.
En este punto se considera el recuento de elementos que integran el sistema. Deberá
contener una relación detallada que especifiquen las características de cada uno de
los elementos que componen el sistema de medición. Los datos a registrar en este
punto son: Ubicación, Producto manejado, Cantidad, Número de TAG, Fabricante,
Número de serie, Modelo, Tipo, etc.
2.4.4 Características técnicas de la instrumentación.
Para este punto resaltaremos la importancia de contar con toda la información
técnica posible de los equipos: principalmente a través de los manuales del
fabricante. El conocimiento previo de la operación de un equipo reforzará las
evaluaciones realizadas al mismo. Tanto por la parte evaluadora como la parte
evaluada.
2.4.5 Normatividad aplicable.
En este punto es indispensable resaltar la importancia de evaluar un sistema de
medición, aplicando las normas vigentes, tanto nacionales como internacionales;
considerando que incluyan aspectos tales como: características metrológicas,
condiciones de instalación, condiciones de operación, algoritmos de cálculo, etc. Así
como también enfatizar las recomendaciones de cada fabricante. Lo anterior con la
finalidad de asegurarnos que se cumplen con todas y cada una de las
recomendaciones y requerimientos para cada instrumento y/o equipo que integra el
sistema de medición. En el Anexo A.2 se muestra un listado de las normas y
especificaciones que rigen los sistemas de medición de hidrocarburos.
2.4.6 Características metrológicas
Este punto se considera parte integral del censo; deberá contener una relación
detallada donde se especifiquen las características metrológicas de cada uno de los
19
elementos que componen el sistema de medición. Los datos a registrar en este punto
son: Alcance nominal, Alcance de medición, Clase de exactitud, Deriva, Estabilidad,
Exactitud, Histéresis, Incertidumbre, Intervalo de medición, Error, Linealidad,
Resolución, Repetibilidad, Sensibilidad, según aplique. Cabe mencionar que no será
limitativa la cantidad de características enunciadas. Todo ello queda a criterio del
cliente y/o usuario final.
2.4.7 Requisitos metrológicos.
Dependiendo del servicio de medición de que se trate, generalmente existen
requisitos por parte del cliente final, en el cual se especifican los alcances que se
deben cumplir. Ejemplo de ello pueden ser las desviaciones máximas permitidas para
dar cumplimiento a las regulaciones vigentes en materia de medición de
Hidrocarburos en la industria Petrolera Mexicana; emitidos por la Comisión Nacional
de Hidrocarburos (CNH) u otros órganos reguladores.
2.4.8 Procedimientos de operación.
Un sistema de medición de hidrocarburos está basado en varios procedimientos
interdependientes. Se recomienda integrar en el expediente de medición todos los
procedimientos operativos que integran el sistema de medición. Los procedimientos
operativos deberán integrar las actividades y las tareas del personal, la determinación
del tiempo de realización, el uso de recursos materiales y tecnológicos, la aplicación
de métodos de trabajo y de control para lograr un eficiente y eficaz desarrollo en las
diferentes operaciones.
2.4.9 Procedimientos de mantenimiento.
Parte indispensable para asegurar la confiabilidad y disponibilidad de un sistema de
medición es el mantenimiento del mismo. Parte de esa gestión se refuerza con la
elaboración, revisión y actualización de los Procedimientos de Operación y
Mantenimiento (Preventivo y Correctivo). Los Procedimientos de Mantenimiento
permiten planificar tareas de Operación y Mantenimiento, dentro de un marco de
cumplimiento de las políticas de seguridad y medio ambiente.
20
2.4.10 Procedimientos de calibración.
En los procedimientos de calibración se deberán describir el conjunto de operaciones
destinadas a comparar los valores obtenidos por los equipos o instrumentos de
medición con la medida correspondiente a un equipo de mayor precisión (patrón de
referencia) con el propósito de evaluar y determinar los errores de medición o
desviaciones.
2.4.11 Historial de calibraciones.
Los equipos e instrumentos de medición se calibran comparándolos con otros de
mayor nivel de fiabilidad o precisión (es decir, de orden superior), que son
denominados patrones.
Se recomienda complementar el expediente con el registro del Historial de
Calibraciones. Así como mantener actualizado el programa de verificación de
calibración y su cumplimiento.
2.4.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones.
La trazabilidad normalmente se logra por medio de laboratorios de calibración fiables
que tengan su propia trazabilidad a patrones de medida nacionales. Los institutos
nacionales de metrología como el CENAM, son responsables de los patrones de
medida nacionales y de su trazabilidad, incluyendo aquellas situaciones en las que el
patrón nacional de medición se mantiene en otras instalaciones distintas de las del
propio instituto.
Cabe señalar que la Ley Federal de Metrología y Normalización en su artículo 73
indica que: “… Asimismo, si involucran operaciones de medición se deberá contar
con trazabilidad a los patrones nacionales aprobados por la Secretaría o en su
defecto, a patrones extranjeros o internacionales confiables a juicio de ésta”. [13]
Derivado de lo anterior, una entidad trazable al CENAM significa que la calibración
realizada a los equipos se ha realizado con patrones de medida calibrados por
Laboratorios Acreditados por la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA). En un
certificado trazable al CENAM debemos encontrar el propio error de medida del
21
equipo calibrado, así como una copia del Certificado de Calibración del CENAM de
cada uno de los patrones o equipos utilizados para la calibración.
2.4.13 Certificados o informes de calibración.
Un Certificado de Calibración es una VERIFICACIÓN DEL ERROR DE MEDIDA. Existen
diferentes Certificados de Calibración, nosotros vamos a enfocarnos a dos, el
Certificado de calibración del fabricante, y el certificado de calibración Trazable al
CENAM.
Certificado de calibración de fabricante: Cuando un fabricante emite un Certificado
de Calibración, debe de aparecer la incertidumbre de medida del equipo, así como
con que patrones se ha calibrado y qué tipo de certificado tienen esos patrones.
Normalmente con este certificado suele ser suficiente si el equipo es nuevo, pero se
recomienda que se realice una comprobación inicial al equipo, no quedarse
únicamente con lo que el fabricante mencione.
Como parte de un sistema de gestión, los equipos o instrumentos se verifican para
comprobar el cumplimiento de las especificaciones y funciones, (se compara su
comportamiento con los requisitos metrológicos).
Certificado Trazable a CENAM: En un certificado Trazable al CENAM se encuentra el
error de medida del equipo calibrado así como una copia del Certificado de
Calibración CENAM de cada uno de los patrones o equipos utilizados para la
calibración.
Es importante señalar que el ajuste o compensación requerida, respecto al error de
medida obtenido para el equipo calibrado, dependerá de las especificaciones del
fabricante en cuanto a las características metrológicas del instrumento. Es decir, si las
desviaciones respecto al patrón de referencia, se encuentran dentro de los límites
especificados del instrumento, queda a criterio del personal responsable realizar
dichos ajustes, compensaciones o asumir el resultado.
22
2.4.14 Estimación de incertidumbre.
Para poder obtener una medición confiable, es necesario identificar y controlar los
factores que son causa de desviaciones o errores y conocer el nivel de incertidumbre
de cada uno de los componentes del sistema de medición. (Fig. 2).
Figura 2. Concepto de Incertidumbre. [14]
Para estimar la incertidumbre de medición, primero se determina el mesurando y por
tanto su modelo. Posteriormente, se deben identificar las fuentes de incertidumbre en
la medición (Fig. 3). Éstas provienen de los diversos factores involucrados en la
medición, por ejemplo, los resultados de la calibración del instrumento, la
incertidumbre del patrón, la repetibilidad de las lecturas, la reproducibilidad de las
mediciones por cambio de observadores, instrumentos u otros elementos;
características del propio instrumento, como resolución, histéresis, etcétera;
variaciones de las condiciones ambientales; la definición del propio mensurando; el
modelo particular de la medición; variaciones en las magnitudes de influencia.
Una vez definido lo anterior, se debe Cuantificar la variabilidad de cada fuente y
asociarle una distribución. Después se debe estimar la contribución de cada una de
las fuentes de incertidumbre y finalmente las incertidumbres individuales son
combinadas (Figura 4). Para la elección del nivel de confianza, se utilizará el factor
de cobertura k=2, el cual representa el 95.45%. Por último, se calculará la
incertidumbre expandida. Los conceptos involucrados y los métodos que pueden ser
utilizados para combinar las componentes de la incertidumbre y presentar los
23
resultados están contenidos en la “Guía para la expresión de la incertidumbre de la
medición” [15], y en la guía para estimar la incertidumbre en la medición [12].
Figura 3. Fuentes de incertidumbre presentes en la medición. [16]
24
.
Calcular la incertidumbre expandida ∪
Determinar el factor de cobertura k
FIN
¿Cuantificar el número
de grados?
Determinar 𝒕𝝆 𝑽𝒆𝒇
Calcular el número efectivo de grados de libertad 𝑽𝒆𝒇
Estimar los grados de libertad 𝑽𝒊
Definir el mensurado Y
Establecer el modelo físico Identificar las magnitudes de entrada 𝐗𝐢
Establecer el modelo matemático
Identificar las fuentes de incertidumbre
Cuantificar la variabilidad de cada fuente y asociarle una distribución
Determinar la incertidumbre estándar U 𝑿𝒊
Estimar correlaciones
Elegir el nivel de confianza ρ
Calcular la incertidumbre estándar combinada 𝑼𝒄
SI NO
Figura 4. Diagrama de flujo para la estimación de incertidumbres de medición. [12]
25
2.4.15 Verificación y validación de cálculo volumétrico.
Es de suma importancia verificar y validar todos los cálculos realizados para obtener
el volumen total. En especial la comprobación del correcto funcionamiento del
algoritmo de cálculo que debe utilizarse para la aplicación que se busca y que
corresponda con la normatividad.
El algoritmo de cálculo con el que se realiza la cuantificación de hidrocarburos debe
validarse de manera semestral o cada vez que se realice algún mantenimiento al
computador de flujo. En la Figura 5 se describe el diagrama de flujo para el cálculo
de los factores de corrección por presión (CPL) y el factor de corrección por
temperatura (CTL) conforme al API MPMS 11.1 [17]. En la figura 6 se describe el
diagrama de flujo para el cálculo de volumen conforme al API MPMS 12.2.2 [18]. Las
diferencias permisibles entre el valor obtenido por el computador de flujo y el modelo
matemático (Tabla 1) establecido en el estándar o referencia, de acuerdo a la guía
operativa de PEP [9], deberá ser inferior a las descritas a continuación:
ACEITE
GAS
Menor a 0.0001 del
valor obtenido
Menor a 0.001 del
valor obtenido
Tabla 1.Diferencias permisibles del valor obtenido entre el
computador de flujo y el modelo matemático. [9]
26
Figura 5. Diagrama de flujo para el cálculo de factores de corrección utilizados en la
ecuación de volumen. (CPL, CTL). [19]
27
Figura 6. Diagrama de flujo para el cálculo de volumen. [19]
28
2.4.16 Gráficos de control. (Cartas de Control).
La idea básica de una carta de control es observar y analizar gráficamente el
comportamiento de una variable, con el propósito de distinguir las variaciones
debidas a causas comunes de las ocasionadas por causas especiales. Se deberán
aplicar las expresiones correspondientes, a) si se dispone del rango de las variables de
control; o b) si se dispone de las desviaciones estándar.
El Manual de procedimientos del API en su capítulo 13 sección 2 [20], establece los
criterios para hacer cartas de control del sistema y de los equipos. Estas también
permiten establecer periodos de calibración o verificación más amplios, o detectar la
deriva y su atención oportuna. El personal encargado de los sistemas de medición,
una vez que establece los límites de control, debe llevar un registro del desempeño
del sistema. En caso de presentarse desviaciones significativas se debe proceder con
su análisis, verificación y ajuste.
2.4.17 Telemetría.
La telemetría es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes
físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. El sistema
de telemetría se realiza normalmente mediante comunicación inalámbrica pero
también se puede realizar a través de otros medios como: teléfono, redes de
ordenadores, enlace de fibra óptica, entre otros. La telemetría permite supervisar y
medir los parámetros de fluidos como temperatura, presión, caudales, etc.
2.4.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica.
Todas aquellas actividades que permitan conservar la integridad mecánica del
sistema de medición, respetando normas y procedimientos referentes a la seguridad
en los procesos; deberán llevarse a cabo a través de un programa de mantenimiento
para verificar periódicamente el estado físico que guarda toda la estructura
mecánica que conforma el sistema. Se recomienda emitir un reporte donde se
mencionen con detalle las actividades realizadas. Así como las observaciones que se
presenten con respecto a las necesidades y áreas de oportunidad para la
conservación y mejora continua de la instalación.
29
2.4.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas.
A través de un programa de mantenimiento periódico de cada uno de los elementos
(primario, secundario y terciario) que integran el sistema de medición, se deben
aplicar de manera efectiva los procedimientos de mantenimiento comentados en el
punto 2.4.9. Se recomienda complementar el expediente con el registro del
programa de mantenimiento y su cumplimiento. En ese mismo sentido, es
imprescindible contar con un registro del Historial de correctivos aplicados; también
conocido como bitácora de fallas. En la ISO 10012 [3] se citan los requerimientos de
los registros de los instrumentos.
2.4.20 Auditorias y Diagnósticos.
Se deben planificar y realizar auditorías al sistema de medición para asegurarse de su
continuo y eficaz cumplimiento de los requisitos especificados. Las auditorías pueden
llevarse a cabo tanto por personal de la misma organización como por personal
externo contratado o de tercera parte.
La ISO 19011 [21] define al Plan de auditoría como la descripción de las actividades y
de los detalles acordados de una auditoría. Y el Programa de auditoria, son los detalles
acordados para un conjunto de una o más auditorias planificadas para un periodo
de tiempo determinado y dirigidas hacia un propósito específico.
En otras palabras, el programa se genera para determinar el alcance de las
auditorías, (procesos, áreas, cláusulas aplicables, duración, objetivos, auditores, etc.).
Por otro lado, el plan establece lo que se va a hacer en una auditoría en particular
(agenda, horarios aproximados, criterios, etc.).
Los resultados de la auditoría deben comunicarse a todas las partes involucradas.
Deben registrarse los resultados de todas las auditorías y todos los cambios realizados.
Los responsables del área deben asegurarse de tomar las acciones necesarias para
eliminar las no conformidades detectadas y sus causas. Debe realizarse el seguimiento
del sistema de medición para prevenir las desviaciones de los requisitos mediante la
detección de deficiencias y las oportunas acciones para su corrección. Deberán
documentarse los resultados del seguimiento del proceso de medición y cualquier
30
acción correctiva resultante con el fin de demostrar el cumplimiento de los requisitos
documentados. Ver Anexo A.5 con el formato ejemplo.
2.4.21 Confirmación metrológica.
Debe disponerse de información suficiente para permitir a los operadores de los
procesos de confirmación metrológica decidir inequívocamente sobre la capacidad
de un equipo de medición particular para controlar, medir o dar seguimiento a la
variable o magnitud de acuerdo con su uso previsto. El proceso de confirmación
metrológica debe ser implementado para asegurar que las características
metrológicas del equipo de medición cumplan los requisitos metrológicos del proceso
de medición. Como ejemplo, podemos mencionar la comparación del error obtenido
en el equipo y el error máximo permitido declarado por el cliente. Si resulta ser menor,
entonces el equipo cumple con ese requisito y puede ser confirmado.
Como se mencionó anteriormente, la Confirmación Metrológica requiere de un
conjunto de operaciones para asegurar que el equipo de medición opera conforme
a los requisitos correspondientes. (Fig. 7). [3]. Generalmente incluye la calibración y
verificación, cualquier ajuste o reparación necesaria, y la subsiguiente calibración, así
como la comparación con los requisitos metrológicos del uso previsto del equipo. (Fig.
6).
Figura 7. Proceso de confirmación metrológica en el modelo de
Gestión de las mediciones. [3]
Proceso de
Confirmación
Metrológica
31
a. La identificación o etiquetado de la calibración puede ser reemplazada por la identificación de la
confirmación metrológica.
b. Organización o persona que percibe un producto (por ejemplo, consumidor, usuario, distribuidor, beneficiario
y comprador). Nota: El cliente puede ser interno o externo a la organización. (apartado 3.3.5 de la norma
NMX-CC-9000-IMNC-2000).
Calibración (Comparación Técnica del Equipo de medición con Patrones de
Medición) Necesidad Identificada:
Inicio
Certificado/Reporte de
Calibración
Identificación de Status de Calibración a
¿Existen Requerimientos Metrológicos?
Documento de Verificación/ Confirmación
Verificación no es Posible
¿El Equipo Cumple con
Requerimientos?
Reporte de Prueba de
Verificación falló Identificación de
Status de Confirmación
¿Es Posible el Ajuste o
Reparación?
Ajustar o Reparar
Identificación de Status
Revisión de Intervalo de Confirmación
Retorno al cliente
Final
SI
SI
SI
NO
NO
NO
Ve
rifi
ca
ció
n
Me
tro
lóg
ica
Ca
lib
rac
ión
De
cis
ion
es
y A
cc
ion
es
Clie
nte
Cic
lo d
e R
e
ca
lib
ració
n
b
PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA
Figura 8. Proceso de confirmación metrológica del equipo de medición. (ISO 10012:2003). [3]
32
CAPÍTULO 3. RESULTADOS
El presente trabajo se apoya en el contrato de servicio denominado: Diagnóstico,
rehabilitación, y aseguramiento de la confiabilidad de la medición dinámica y
estática de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Sur; establecido
entre el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y Pemex Exploración y Producción
Bloques Sur. La ejecución de dicho Proyecto se realizó entre los meses de noviembre
de 2017 a marzo de 2018. En dicho proyecto existe la etapa de Actualización de
sistemas de medición y calidad de hidrocarburos, en la cual se desarrollan actividades
como procura, instalación, comisiona miento, mantenimiento y puesta en operación
del sistema de medición objeto de esta tesina.
El sistema de medición modelo para el desarrollo del presente proyecto es conocido
como patín de medición de transferencia de custodia C.A.B. Cactus Envío Palomas.
Este se encuentra ubicado dentro de las instalaciones del Complejo Procesador de
Gas, C.P.G. Cactus (Fig. 9), perteneciente al municipio de Reforma, estado de
Chiapas, localizándose en el Km. 8 de la carretera a San Miguel, segunda sección,
con un recorrido aproximado de 39 Km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco y a
unos 13 Km del municipio de Reforma, Chiapas.
Dentro del complejo, el patín de medición se encuentra ubicado a un costado de la
Batería Cactus I. (Fig.10).
Figura 9. Ubicación geográfica del Complejo Procesador de Gas Cactus.
33
La importancia de este punto de medición es la de ser una transferencia de custodia
entre Activos de Producción de Pemex Exploración y Producción Región Sur. En el
año 2012 se instala un sistema de medición que incluye un equipo de transferencia
de custodia con una exactitud de +/- 0.15.
Figura 10. Ubicación del Sistema de Medición dentro del C.P.G. Cactus.
Entorno Operativo.
C.A.B. Cactus es una instalación del Activo de Producción Macuspana _Muspac que
recibe corrientes de aceite crudo hidratado y estabilizado de diversas baterías de
separación, tanto del propio Activo como del Activo de Producción Bellota _Jujo,
para ser deshidratadas y desaladas en los tanques deshidratadores de 200 MBD,
identificados como TDA-8 y TDA-9. (Fig. 11)
En el TDA-8 se procesa la corriente del Activo de Producción Macuspana Muspac y
posteriormente se bombea con turbo bombas, midiéndose en el Tren 1 de 6”Ø.
En el TDA-9 se procesa la corriente del Activo de producción Bellota_Jujo y
posteriormente se bombea con motobombas, midiéndose en el Tren 2 de 10”Ø.
34
Figura 11. Diagrama de arreglo de tubería de la C.A.B. Cactus. [22]
Figura 12. Sistema de medición de flujo tipo ultrasónico para Transferencia de
custodia C.A.B. Cactus Envío a Palomas.
35
Figura 13. Medidor de Flujo tipo ultrasónico para transferencia de custodia.
(Antes de mantenimiento).
Figura 14. Medidor de Flujo tipo ultrasónico para transferencia de custodia.
(Después de Mantenimiento).
Figura 15. Medidor de corte de Agua para transferencia de custodia.
(Antes de mantenimiento).
36
Figura 16. Medidor de corte de Agua para transferencia de custodia.
(Después de Mantenimiento).
Los resultados de la metodología de gestión y gerenciamiento se integran en el
expediente de medición, basado en los puntos mencionados en el capítulo anterior.
En el Anexo A.1 se presenta la tabla de elementos y requerimientos para el expediente
de un sistema de medición.
Como se mencionó anteriormente, el expediente de medición incluye un control
documental de las características metrológicas, los requerimientos metrológicos, las
herramientas estadísticas aplicadas y la metodología de las mediciones.
El desarrollo del presente trabajo se centra en la validación del proceso del modelo
de gestión y gerenciamiento de las mediciones, a continuación, los resultados
obtenidos:
37
3.1 Diagramas, esquemas e Isométricos.
Figura 17. Diagrama de flujo de la Central de Almacenamiento
y Bombeo Cactus. [22]
Figura 18. Diagrama de flujo, Manejo de Aceite. [22]
Agua de
Lavado
TDA-8
200 Mbls
TD-9
200 Mbls
Planta de
tratamiento
Agua
congénita
Corriente del Activo
de Producción Bellota
- Jujo
Batería Sunuapa
Batería Sitio Grande
Batería Giraldas
Batería Cactus I
Batería Cactus II
Naftas CPG Cactus
NC
MB
TB
Centro
Comercializador
de Crudo
Palomas
NC
NC
Desemulsificante
SMA = Sistema de medición
de aceite
SMAG = Sistema de medición
de agua
Aceite
Agua
Flujo multifásico
Nomenclatura
SMA-2
SMA-1
Pozos
SMAG-2
1
2
3 4
5
6
7
8
9
10
38
Figura 19. Esquema arreglo de instrumentos en patín de medición de flujo de aceite,
C.A.B. Cactus, Envío Palomas. [22]
39
3.2 Topología de Control.
Figura 20. Bloques de control. [22]
Figura 21. Diagrama de lazo. [22]
40
Figura 22. Infraestructura de monitoreo. [22]
41
3.3 Censo e Inventario.
1. Servicio :
Medición Envío C.C.C.
Palomas
4. Volumen manejado : 100,000 BPD
2. Producto : Aceite Deshidratado 5. Medidor patrón :
3. No. de Tag : MTCA-APMM-CABC TREN-1 6. No. SAP : 55031768
ELEMENTO DE
FLUJO
OBSERVACIÓN
TAG FE - 302
Tipo ULTRASÓNICO
Intervalo 0-630 M3/H
Fabricante KROHNE
Número de Serie 110020212 1101 / 1102
Modelo SN839DD0420120014001000
Tipo UFS 500 / UFC - V ALTOSONIC
Diámetro 6" 150 #
TRANSMISOR DE
PRESIÓN
TAG PIT - 302
Intervalo (psi) 0-1522
Fabricante AUTROL
Número de serie APT3200-3120532
Modelo APT3200-G5M11F11S1-M1
INDICADOR DE
PRESIÓN
(ANALÓGICO)
TAG PI - 302
Intervalo (psi) 0-1000
Fabricante DEWIT
Número de serie S/N
Modelo
TRANSMISOR DE
TEMPERATURA
TAG TIT - 302
Intervalo (°C) 0-100
Fabricante AUTROL
Número de serie ATT2100-3120596U1803
Modelo
ATT2100-S1F1-M1X1CPC1803G-
CC1
TRANSMISOR DE
DENSIDAD
TAG DT -302
Intervalo (kg/m3) 0-3000
Fabricante MICROMOTION
Número de serie 358720
Modelo 7835BAAFDLBAAA
ANALIZADOR DE
CORTE DE AGUA
TAG AIT - 302
Intervalo ( % ) 0-4
Fabricante PHASE DYNAMIC
Número de serie 6153
Modelo LU6R2010EB073B
Tabla 2. Censo e Inventario del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]
42
3.4 Características técnicas de la instrumentación.
1. Servicio : Medición Envío C.C.C. Palomas 4. Volumen manejado : 100,000 BPD
2. Producto : Aceite Deshidratado 5. Medidor patrón :
3. No. de Tag :
MTCA-APMM-CABC TREN-1
6. No. SAP
:
55031768
ELEMENTO DE FLUJO
ULTRASÓNICO
KROHNE NS: 110020212 1101 / 1102 OBSERVACIÓN
MAGNITUD: FLUJO PRINCIPIO DE MEDICIÓN TIEMPO EN TRÁNSITO PULSOS DE SONIDO
UNIDADES: BPD NÚMERO DE TRAYECTORIAS 5 HACES
CONEXIÓN A PROCESO 6" ANSI 600 BRIDAS RF
MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316 PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE -40 A 180 °C
SEÑAL DE SALIDA PULSOS Hasta 5000 P/s
ENERGÍA DE OPERACIÓN 24 VDC
TRANSMISOR DE
PRESIÓN ESTÁTICA
AUTROL NS: APT3200-3120532
MAGNITUD: PRESIÓN PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO DIAFRAGMA
UNIDADES: kg/cm2 CONEXIÓN A PROCESO ROSCA INTERNA DE 1/2" ROSCA NPT
MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316 PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE -40 A 120 °C
SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA
ENERGÍA DE OPERACIÓN DE 12 A 36 VDC
TRANSMISOR DE
PRESIÓN
DIFERENCIAL
AUTROL
MAGNITUD: PRESIÓN PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO DIAFRAGMA
UNIDADES: inH2O
CONEXIÓN A PROCESO
MEDIANTE BRIDA
CENTRADA CONEXIONES DE 1/4 NPT
MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316 PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE -40 A 120 °C
SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA
ENERGÍA DE OPERACIÓN DE 12 A 36 VDC
TRANSMISOR DE
TEMPERATURA
AUTROL NS: ATT2100-3120596U1803
MAGNITUD:
TEMPERATURA
PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO RTD Pt 100
UNIDADES: °C CONEXIÓN A PROCESO ROSCA EXTERNA DE 1/2" ROSCA NPT
MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316 PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE -40 A 80 °C
SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA
ENERGÍA DE OPERACIÓN DE 12 A 36 VDC
Tabla 3. Características técnicas de la instrumentación del
Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]
43
MEDIDOR DE DENSIDAD MICROMOTION 358720
MAGNITUD: DENSIDAD PRINCIPIO DE MEDICIÓN TUBO VIBRATORIO
UNIDADES: Kg/m3 CONEXIÓN A PROCESO 1" ANSI 600 BRIDAS RF
MATERIAL DE
CONSTRUCCIÓN Ni-Span
PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE
OPERACIÓN DE -50 A 110
°C
SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA
ENERGÍA DE OPERACIÓN 24 VDC
ANALIZADOR DE CORTE
DE AGUA
PHASE DYNAMIC 6153
MAGNITUD: CORTE DE
AGUA
PRINCIPIO DE MEDICIÓN MICROONDAS
UNIDADES: % H2O CONEXIÓN A PROCESO 2" ANSI 600 BRIDAS RF
MATERIAL DE
CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316
PARTES HÚMEDAS
TEMPERATURA DE
OPERACIÓN DE 0 A 70
°C
SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA
ENERGÍA DE OPERACIÓN 24 VDC
COMPUTADOR DE FLUJO SUMMIT 8800
MAGNITUD: VOLUMEN
TECNOLOGÍA BASADA EN CPU
CON
MICROPROCESADOR
UNIDADES: BLS
DISEÑO MODULAR
HASTA 5 TRENES DE
MEDICIÓN
ALMACENAMIENTO 1 AÑO
DE TODA LA
INFORMACIÓN
INTERFACE GRÁFICA PANTALLA TÁCTIL A COLOR
PUERTOS DE
COMUNICACIÓN ETHERNET 10/100 BASE T RS-2332, RS-485, USB.
PROTOCOLOS DIGITALES
MOS BUS RTU Y MOD BUS
TCP/IP ETHERNET
ENERGÍA DE OPERACIÓN 24 VDC
Tabla 4. Características técnicas de la instrumentación del
Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]
Para fines didácticos y prácticos, en el anexo A.7 se muestran algunos
ejemplos de secciones de características técnicas que se encuentran en los
manuales y catálogos de los equipos que conforman el sistema de medición.
3.5 Normatividad aplicable.
El medidor de flujo se encuentra instalado conforme a las recomendaciones de la
norma, cumpliendo con los requisitos de distancias aguas arriba y aguas abajo, así
como de los elementos típicos de instalación, mencionados en el capítulo 5 sección
8 del Manual de Normas de Medición de Petróleo del API. (Fig. 20).En ese mismo
44
sentido, han sido respetadas las recomendaciones de instalación del fabricante [23].
En el anexo A.2 se presentan Referencias Normativas basadas en los lineamientos
técnicos de la CNH.
Figura 23. Elementos típicos de la instalación de un medidor de flujo tipo ultrasónico.
(Cap. 5 Secc. 8 Manual API).
45
3.6 Características Metrológicas.
1. Servicio : Medición Envío C.C.C. Palomas 4. Volumen manejado : 100,000 BPD
2. Producto : Aceite Deshidratado 5. Medidor patrón :
3. No. de Tag : MTCA-APMM-CABC TREN-1 6. No. SAP : 55031768
ELEMENTO DE FLUJO
ULTRASÓNICO
KROHNE NS: 110020212 1101 / 1102 OBSERVACIÓN
MAGNITUD: FLUJO EXACTITUD ±0.15 % del valor medido
UNIDADES: BPD REPETIBILIDAD ±0.02 %
INCERTIDUMBRE ±0.027 % con σ=2
OIML R 117 CLASE 0.3
API 5.8 SECCIÓN 8
INTERVALO DE MEDICIÓN 0 a 120000 BPD
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a100000 BPD
SPAN (URL-LRL) 100000 BPD
TRANSMISOR DE
PRESIÓN ESTÁTICA
AUTROL NS: APT3200-3120532
MAGNITUD: PRESIÓN PRECISIÓN ±0.075 % de Span
UNIDADES: kg/cm2 REPETIBILIDAD ±0.1 %
EFECTO DE VIBRACIÓN < 0.1 % del URL
ESTABILIDAD ±0.125 % URL por 60 meses
RANGO DE MEDICIÓN 0 a 50 Kg/cm2
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a50 Kg/cm2
SPAN (URL-LRL) 50 Kg/cm2
TRANSMISOR DE
PRESIÓN DIFERENCIAL
AUTROL NS:APT3100-7-12-1191
MAGNITUD: PRESIÓN PRECISIÓN ±0.075 % de Span
UNIDADES: inH2O REPETIBILIDAD ±0.1 %
EFECTO DE VIBRACIÓN < 0.1 % del URL
ESTABILIDAD ±0.125 % URL por 60 meses
INTERVALO DE MEDICIÓN De -150 a 150 inH2O
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a150 inH2O
SPAN (URL-LRL) 150 inH2O
TRANSMISOR DE
TEMPERATURA
AUTROL NS: ATT2100-3120596U1803
MAGNITUD:
TEMPERATURA
PRECISIÓN ±0.002 % de Span
UNIDADES: °C REPETIBILIDAD ±0.05 % de Span
ESTABILIDAD ±0.125
De la lectura por 60
meses
RANGO DE MEDICIÓN De -200 a 650 °C
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 100 °C
SPAN (URL-LRL) 100 °C
Tabla 5. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en
C.A.B. Cactus. [22]
46
MEDIDOR DE DENSIDAD MICROMOTION NS:358720
MAGNITUD: DENSIDAD EXACTITUD ±0.15 Kg/m3
UNIDADES: Kg/m3 REPETIBILIDAD ±0.02 Kg/m3
ESTABILIDAD ±0.15 Kg/m3 por un año
OIML R 117
INTERVALO DE MEDICIÓN 0 a 3000 Kg/m3
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 1000 Kg/m3
SPAN (URL-LRL) 1000 Kg/m3
ANALIZADOR DE CORTE DE
AGUA
PHASE DYNAMICS NS: 6153
MAGNITUD: CORTE DE AGUA INCERTIDUMBRE ±0.04 % CON σ=2
UNIDADES: % H2O REPETIBILIDAD ±0.02 %
RESOLUCIÓN ±0.01% Kg/m3 por un año
INTERVALO DE MEDICIÓN De 0 a 4 %
ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 4 %
SPAN (URL-LRL) 4 %
COMPUTADOR DE FLUJO SUMMIT 8800 1125602
MAGNITUD: VOLUMEN INCERTIDUMBRE ACORDE AL API 21.2
UNIDADES: BLS REPETIBILIDAD ACORDE AL API 21.3
RESOLUCIÓN ACORDE AL API 21.4
INTERVALO DE MEDICIÓN HASTA 5 TRENES DE MEDICIÓN
ALCANCE DE MEDICIÓN 1 TREN DE MEDICIÓN REDUNDANTE
SPAN (URL-LRL) 1 TREN DE MEDICIÓN
Tabla 6. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en
C.A.B. Cactus. [22]
Para fines didácticos y prácticos, se muestra en las siguientes figuras, algunos
ejemplos de secciones de características metrológicas que se encuentran en
los manuales y catálogos de los equipos que conforman el sistema de
medición. En la tabla 8 se puede observar un breve resumen de con la variable
principal de cada uno de equipos.
47
Tabla 7. Características metrológicas del Analizador de corte de Agua. AIT-302. [24]
Tabla 8. Características metrológicas del transmisor de densidad. DT-302. [25].
48
Tabla 9. Características metrológicas del medidor de flujo ultrasónico FE-302. [23]
ELEMENTO DE MEDICIÓN CARACTERÍSTICA
METROLÓGICA
VALOR
Medidor ultrasónico de flujo Alcance de medición 10 a 100,000 BPD
Exactitud ± 0.15%
Densitómetro en línea Alcance de medición 600 a 1100 Kg/m3
Exactitud ± 0.08%
Analizador de corte de Agua Alcance de medición 0 a 4%
Incertidumbre ± 0.04%
Transmisor de Presión Alcance de medición 0 a 40 bar
Exactitud ± 0.15%
Transmisor de Temperatura Alcance de medición 0 a 100 ºC
Exactitud ± 0.10 ºC
Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema.
49
3.7 Requisitos metrológicos
De acuerdo al Plan Rector para la medición de hidrocarburos en Pemex Exploración
y Producción 2016-2020, los elementos secundarios y terciarios deben ser adquiridos
con características metrológicas, cuya clase de exactitud y sus calibraciones
permitan alcanzar las incertidumbres de acuerdo a las aplicaciones de los sistemas
de medición. (Tabla 11).
SISTEMA FASE INCERTIDUMBRE
Sistema de medición de
transferencia de
hidrocarburos
Líquida
= 1.0%
o
< 1.0%
Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de
hidrocarburos en fase líquida. [8]
3.8 Procedimientos de operación.
Los procedimientos de operación disponibles para este sistema de medición son los
manuales de usuario correspondientes al Software de monitoreo (HMI SCADA V4.1) y
el software de reportes (REPORTEADOR V4.1); los cuales fueron desarrollados por el
proveedor del suministro e instalación del sistema de medición en 2012 y actualizado
en diciembre de 2017. Cabe señalar que en este punto hace falta complementar un
procedimiento general del sistema, donde se incluyan cada una de las partes que
integran el sistema de medición.
Figura 24. Manual de usuario Software de monitoreo.
50
3.9 Procedimientos de mantenimiento.
Existe actualmente un procedimiento operativo elaborado por el personal de Pemex
para el mantenimiento de sistemas de medición de hidrocarburos; en el cual se
describe a detalle los elementos primarios y secundarios que integran el sistema de
medición.
Figura 26. Procedimiento Operativo de calibración de
sistemas de medición de PEP. [42]
Figura 25. Procedimiento operativo para mantenimiento a
Sistemas de medición en PEP. [43]
51
3.10 Procedimientos de calibración.
Existe actualmente un procedimiento operativo elaborado por el personal de Pemex
para la calibración de los sistemas de medición de hidrocarburos (Fig. 26); en el cual
se describe a detalle cada uno de los elementos que integran el sistema de medición.
3.11 Historial de Calibraciones.
La frecuencia de calibración durante los años 2013 a 2015 ha sido trimestral. Sin
embargo, en 2016 no se tienen registros de esta actividad para este sistema de
medición (Tabla 12). El día 18 de diciembre de 2017 se realizó la calibración
nuevamente dentro del Proyecto de rehabilitación mencionado.
Tabla 12. Historial de calibraciones del tren 1 de C.A.B. Cactus. [22]
Figura 27. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de
medición en C.A.B. Cactus Tren 1. [22]
52
3.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones.
Figura 28. Cadena de trazabilidad del medidor de flujo ultrasónico. [22]
53
3.13 Certificados o informes de calibración.
Los informes de calibración cumplen con los requisitos de la norma NMX-EC-17025-
IMNC-2006. En el anexo A.3 se incluyen los certificados e informes de calibración
completos de los equipos que integran el sistema de medición. Un ejemplo se muestra
en la figura 29.
Figura 29. Certificado de calibración del medidor de flujo ultrasónico. [22]
54
3.14 Estimación de incertidumbre
La estimación de la incertidumbre asociada a la medición se efectúa mediante una
hoja de cálculo en la que se aplica la metodología de la norma NMX-CH-140-IMNC-
2002 (Guía para la expresión de la incertidumbre en las mediciones) [15]. En la figura
30 se muestra el diagrama de árbol de las fuentes de incertidumbre, mediante el cual
se calcularon los coeficientes de sensibilidad, requeridos para estimar la
incertidumbre, mediante la regla de la cadena. [27].
NSV
GSV
CSW
IV
MF
CTLmf
CPLmf
CALIBRACIÓN
EXACTITUD
FRECUENCIA DE
CALIBRACIÓN
Tm
Ecuación CTL
CALIBRACIÓN
RESOLUCIÓN
VARIACIÓN Pm
Fm
Calidad Muestra
%S & W
CALIBRACIÓN
EXACTITUD
RESOLUCIÓN
ρ15
Tm
Ecuación
K0
K1
ρ15
CALIBRACIÓN
EXACTITUD
CALIDAD MUESTRA
Figura 30. Diagrama de árbol de las fuentes de Incertidumbre.
55
FUENTE DESCRIPCIÓN
K0 CONSTANTE EXPERIMENTAL UTILIZADA PARA
LA MEDICIÓN DE DENSIDAD.
K1 CONSTANTE EXPERIMENTAL
ρ15 DENSIDAD DEL ACEITE A 15°C
COEFICIENTE DE EXPANSIÓN TÉRMICA DEL
ACEITE
Tm TEMPERATURA DEL MEDIDOR
Pm PRESIÓN MANOMÉTRICA
Fm FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PARA
HIDROCARBUROS
IV VOLUMEN INDICADO
MF FACTOR DEL MEDIDOR
CTLmf FACTOR DE CORRECCIÓN POR
TEMPERATURA EN EL MEDIDOR
CPLmf FACTOR DE CORRECCIÓN POR PRESIÓN EN
EL MEDIDOR
%S&W PORCENTAJE DE CONTENIDO DE AGUA Y
SEDIMENTO
NSV VOLUMEN NETO ESTÁNDAR A 20ªC
GSV VOLUMEN GRUESO ESTÁNDAR
CSW FACTOR DE CORRECCIÓN POR AGUA Y
SEDIMENTO
Tabla 13. Descripción de fuentes de incertidumbre del diagrama de árbol.
Consideraciones:
1. La precisión de +/- 0.15% reportada por el fabricante [28], incluye:
a) Repetibilidad. (menor a +/- 0.2%)
2. El sistema de CAB Cactus cuenta con un solo tren de medición.
3. La temperatura y presión de calibración en el medidor en general coinciden
con la de operación por lo que el CTL y CPL a condiciones de flujo serán los mismos
que a condiciones de prueba.
4. La gravedad API es la misma durante la prueba y condiciones de flujo.
56
5. Se estima la incertidumbre en el momento de la calibración.
6. Para considerar la incertidumbre por variabilidad del MF por diferencias entre
las condiciones de prueba y condiciones de flujo se considera la siguiente variable:
Frecuencia de calibración Incertidumbre estimada k=2
Por lote 0.05
Semanal 0.1
Quincenal 0.2
Mensual 0.3
Trimestral 0.4
Semestral 0.5
Mayor de un año 0.8
Anual 0.6
Factor de fabricante 1.0
Tabla 14. Incertidumbre estimada a diferentes
frecuencias de calibración.
7. Para considerar la incertidumbre por variabilidad entre la calidad del fluido en
línea y el crudo analizado, se considera la siguiente variable:
Calidad de muestra
Incertidumbre
estimada
k=2
Automático y cumple cap. 8.2 del MPMS del API 0.05
Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 0.5
Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 1
Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 2
Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 5
Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 7.5
Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 10
Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua por arriba del 5% 25
Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, con agua por arriba del 5% 50
Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua por arriba del 5% 100
CONSIDERADA
Tabla 15. Incertidumbre estimada por calidad de muestra.
A continuación, se realiza el desarrollo de cálculos de cada una de las fuentes
de incertidumbre.
57
CÁLCULO DE LA DENSIDAD BASE A 15 ºC
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
Densidad a condición de flujo RHO_TP Kg/m3 819.12
Presión de la densidad P_rho (Kg/cm2) 1
Presión de la densidad P_rho (Mpa) 0.0980665
Temperatura de la densidad T_rho (°C) 20
MODELO MATEMÁTICO: Capítulo 11.2.1 MPMS del API
𝐹𝑚 =𝑒𝐴+𝐵∗𝑇𝑚+
𝐶
𝜌15 2+𝐷∗
𝑇𝑚
ρ15 2
1000
Donde:
A= -1.6208
B= 0.00021592
C= 0.87096
D= 0.0042092
Tm= Temperatura del fluido, ºC
ρ15= Densidad del fluido a 15 ºC
𝛽 =𝐾0
ρ15 2+
𝐾1
ρ15
Donde:
K0= 613.97226
B= 0.00021592
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
PARÁMETRO PRIMERA
ITERACIÓN
SEGUNDA
ITERACIÓN
TERCERA
ITERACIÓN
CUARTA
ITERACIÓN
RHO_15 = 822.824034 822.824034 822.824034 822.790806
F = 0.0008161 0.0008161 0.0008161 0.0008162
CPL = 1.00008 1.00008 1.00008 1.00008
RHO_T, PB = 822.758186 822.758186 822.758186 822.724952
BETA = 0.00090699 0.00090699 0.00090699 0.00090707
CTL = 0.99545892 0.99545892 0.99545892 0.99545855
RHO_15 = 822.790806 822.790806 822.790806 822.791102
58
PARÁMETRO QUINTA ITERACIÓN
SEXTA
ITERACIÓN
SÉPTIMA
ITERACIÓN
OCTAVA
ITERACIÓN
RHO_15 = 822.791102 822.7911 822.7911 822.7911
F = 0.0008162 0.0008162 0.0008162 0.0008162
CPL = 1.00008 1.00008 1.00008 1.00008
RHO_T, PB = 822.725249 822.725246 822.725246 822.725246
BETA = 0.00090707 0.00090707 0.00090707 0.00090707
CTL = 0.99545856 0.99545856 0.99545856 0.99545856
RHO_15 = 822.7911 822.7911 822.7911 822.7911
RESULTADO:
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
Densidad base a 15 °C RHO_15 Kg/m3 822.791
Corrección por temperatura CTL adim 0.99546
Corrección por presión CPL adim 1.00008
59
MENSURANDO: DENSIDAD DEL ACEITE A 15°C (ρ15 = RHO15)
MODELO MATEMÁTICO:
RHO15=RHO15+Calibración+Exactitud+Calidad de muestreo
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 ρ15 822.791 kg/m3
Calibración 0.80 kg/m3 2 Certificado del
densitómetro.
Exactitud 0.150 kg/m3 2 Fabricante del
densitómetro.
Calidad de
muestra 0.50 % 2 Usuario
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN
INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi).
(U original/K)
UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 ρ15
Calibración Normal 4.0000E-01 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional
Exactitud Normal 7.5000E-02 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional
Calidad de
muestra Normal 2.0569E+00 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional
CALIBRACIÓN
EXACTITUD
CALIDAD
MUESTRA
ρ15
60
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN (ui)
(U estimada x coef.
Sensibilidad)
UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 ρ15
Calibración 4.00000 E-01 kg/m3 1.6000000 E-01 3.64
Exactitud 7.500000 E-02 kg/m3 5.6250000 E-03 0.13
Calidad de
muestra 2.05697 E+00 kg/m3 4.2311574 E+00 96.23
Varianza (ui2) 4.3967824 E+00 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 2.097
Nivel de cobertura
(K) 2
Incertidumbre exp.
(±U). (Uc x K)
4.19
RESULTADO:
Mensurando U (U exp/Mensurando)
ρ15 = 822.791 Kg/m3 +/- 0.51%
MENSURANDO: FACTOR ALFA 15)
MODELO MATEMÁTICO:
𝐚 = (𝐤𝟎
𝛒𝐫𝐞𝐟. 𝟐) + (
𝐤𝟏
𝛒𝐫𝐞𝐟.)
Donde:
= Coeficiente de expansión térmica del aceite.
K0, Constante experimental.
K1, Constante experimental.
ρ ref = Densidad a temperatura y presión de referencia.
VALOR UNIDADES
K0 613.97226 m6/kg2-°C
K1 0.00000 m3/kg-°C
61
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE ENTRADA
(Xi) FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 ρ15 822.79 kg/m3 0.51 % 2 Cálculo
MAGNITUDES DE ENTRADA
(Xi) FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 ρ15 Normal
2.09685 E+00
kg/m3 -2.20449 E-06 m3/kg-°C
MAGNITUDES DE ENTRADA
(Xi) FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2
APORTACIÓN A
LA
INCERTIDUMBRE
(%)
1 ρ15 -4.62250 E-06 1/°C 2.136756 E-11 100.00
Varianza (ui2) 2.136756 E-11 100.00
Incertidumbre
combinada (uc)
0.00000462
Nivel de cobertura (K) 2
Incertidumbre exp. (±U) 0.00000925
RESULTADO:
Mensurando U
Alfa 15) = 0.00090692 1/ºC +/- 1.02%
15
K0
K1
ρ15
62
MENSURANDO: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PARA HIDROCARBUROS (Fp)
MODELO MATEMÁTICO: Capítulo 11.2.1 MPMS del API
𝐹𝑚 =𝑒𝐴+𝐵∗𝑇𝑚+
𝐶
𝜌15 2+𝐷∗
𝑇𝑚
ρ15 2
1000
Donde:
A= -1.6208
B= 0.00021592
C= 0.87096
D= 0.0042092
Tm= Temperatura del fluido, ºC
ρ15= Densidad del fluido a 15 ºC
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
VALOR
(Xi) UNIDADES
INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 ρ15 822.791 kg/m3 0.51 % 2 Cálculo
2 Tm 28.21 °C
Calibración 0.12 °C 2 Certificado del TT.
Resolución 0.01 °C 1 Resolución del TT.
Variación 0.18 °C 1 Variación entre el medidor y
el TT.
3 Ecuación F 6.5 % 2 Modelo (API - 11.2.1)
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
Fm
ρ15
Tm
Ecuación
63
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
1 ρ15 Normal 2.09685060537E-03 kg/l -3.0678523498E-03 l/kg-MPa
2 Tm
Calibración Normal 6.00000000000E-02 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa
Resolución Uniforme 2.88675134595E-03 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa
Variación Uniforme 5.19615242271E-02 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa
3 Ecuación F Normal 2.79916542081E-05 1/MPa 1.0000000000E+00 Adimensional
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 ρ15 -6.432828056E-06 1/Mpa 4.13812768088E-11 5.02
2 Tm
Calibración 3.3878304821E-07 1/Mpa 1.14773953756E-13 0.01
Resolución 1.6299707007E-08 1/Mpa 2.65680448509E-16 0.00
Variación 2.9339472612E-07 1/Mpa 8.60804653168E-14 0.01
3 Ecuación F 2.7991654208E-05 1/Mpa 7.83532705304E-10 94.96
Varianza (ui
2) 8.25115102212E-10 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 0.000029
Nivel de
cobertura (K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 0.000057
RESULTADO:
Mensurando U
Fm = 0.00086128 1/ MPa +/- 6.7%
64
MENSURANDO: FACTOR DE AGUA Y SEDIMENTO (CSW)
MODELO MATEMÁTICO:
𝐶𝑆𝑊 = [1 − ( %𝑆&𝑊
100)]
Donde:
CSW = Factor de corrección por contenido de agua y sedimento.
%S&W= Porcentaje de contenido de agua y sedimento.
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 %S&W 0.03 %
Calibración 0.06 % 2
Certificado del
analizador en
línea. Exactitud 0.04 % 2 Fabricante.
Resolución 0.001 % 2 Fabricante.
Calidad de
muestra 0.50 % 2 Usuario
%S & W
CALIBRACIO
N
EXACTITUD
RESOLUCION
Calidad
Muestra
CSW
65
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 %S&W
Calibración Normal 0.000009000 % -1.000000000E-02 Adimensional
Exactitud Normal 0.000006000 % -1.000000000E-02 Adimensional
Resolución Normal 0.000000150 % -1.000000000E-02 Adimensional
Calidad de
muestra Normal 0.000075000 % -1.000000000E-02 Adimensional
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 %S&W
Calibración -9.000000000E-08 % 8.100000000E-15 1.41
Exactitud -6.000000000E-08 % 3.600000000E-15 0.63
Resolución -1.500000000E-09 % 2.250000000E-18 0.00
Calidad de
muestra -7.500000000E-07 % 5.625000000E-13 97.96
Varianza (ui
2) 5.742022500E-13 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 0.00000076
Nivel de cobertura
(K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 0.00000152
RESULTADO:
Mensurando U
CSW = 0.99970 +/- 0.000152 %
66
MENSURANDO: FACTOR DE CORRECCIÓN POR EFECTO DE LA PRESIÓN EN LA
DENSIDAD DEL LÍQUIDO
MODELO MATEMÁTICO:
𝐶𝑃𝐿 =1
1 − 𝑃𝑚. 𝐹𝑚
Donde:
Fm = Factor de compresibilidad del líquido, 1/Pa
Pm = Presión manométrica, Pa
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 Pm 1.62 MPa
Calibración 0.01372931 Mpa 2 Certificado del
TP.
Resolución 0.00980665 Mpa 1 Resolución del
TP.
Variación. 0.01078732 Mpa 1
Variación entre
el medidor y el
TP.
2 Fm 0.0008613 MPa 6.67024921216 % 2 Cálculo.
CPLmf
CALIBRACIÓN
RESOLUCIÓN
VARIACIÓN
Pm
Fm
67
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN
INCERTIDUMBRE
ESTIMADA
u(xi)
UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 Pm
Calibración Normal 6.8646550000000E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa
Resolución Uniforme 2.8309360086742E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa
Variación. Uniforme 3.1140296095416E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa
2 Fm Normal 2.8724816835135E-05 1/MPa 1.6206444864528E+00 Mpa
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 Pm
Calibración 0.0000059289 Adimensional 3.5151801281589E-11 1.59
Resolución 0.0000024450 Adimensional 5.9781974968689E-12 0.27
Variación. 0.0000026895 Adimensional 7.2336189712114E-12 0.33
2 Fm 0.0000465527 Adimensional 0.00000000216715537 97.82
Varianza (ui
2) 0.0000000022155190 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 0.000047
Nivel de
cobertura (K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 0.00009
RESULTADO:
Mensurando U
CPLm = 1.00139 +/- 0.009 %
68
MENSURANDO: FACTOR DE CORRECCIÓN POR EFECTO DE LA TEMPERATURA EN LA
DENSIDAD DEL LÍQUIDO
MODELO MATEMÁTICO:
𝐶𝑇𝐿 = 𝑒 −𝑎15.𝛥𝑇−0.8. 𝑎15 2.𝛥𝑇2
Donde:
CTL = Factor de corrección por temperatura.
15 = Coeficiente de expansión térmica del aceite.
ΔT = Temperatura en el medidor- temperatura de referencia (20°C).
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 α15 0.0009069213 1/°C 1.0 % 2 Cálculo
2 Tm 28.21 °C
Calibración 0.13 °C 2 Certificado del
TT.
Resolución 0.01 °C 1 Resolución del
TT.
Variación 0.23 °C 1
Variación entre
el medidor y el
TT.
3 Ecuación CTL 0.05 % 2 API 11.1.54.2
15
Tm
Ecuación CTL
CALIBRACIÓN
RESOLUCIÓN
VARIACIÓN
CTLmf
69
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 α15 Normal 4.6225059515E-06 1/°C 3.1928675096E+01 °C
2 Tm
Calibración Normal 6.0000000000E-02 °C -9.1087744617E-04 1/°C
Resolución Uniforme 2.8867513459E-03 °C -9.1087744617E-04 1/°C
Variación Uniforme 5.1961524227E-02 °C -9.1087744617E-04 1/°C
3 Ecuación CTL Normal 4.9626890287E-04 Adimensional 1.0000000000E+00 Adimensional
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 α15
2 Tm 1.4759049065E-04 Adimensional 2.1782952931E-08 7.97
Calibración
Resolución -5.4652646770E-05 Adimensional 2.9869117990E-09 1.09
Variación -2.6294766937E-06 Adimensional 6.9141476828E-12 0.00
3 Ecuación CTL -4.7330580487E-05 Adimensional 2.2401838492E-09 0.82
4.9626890287E-04 Adimensional 2.4628282396E-07 90.11
Varianza (ui
2) 2.7329978669E-07 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 0.00052
Nivel de
cobertura (K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 0.0010
RESULTADO:
Mensurando U
CTLm = 0.99254 +/- 0.11 %
70
MENSURANDO: FACTOR DEL MEDIDOR (MF)
MODELO MATEMÁTICO:
MF = MF + Calibración + Exactitud +Frecuencia de calibración
Donde:
MF = Factor del medidor
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE
VALOR
(Xi) UNIDADES
INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 MF 1.00008 Adimensional
Calibración 0.06 % 2 Certificado
del medidor.
Exactitud 0.15 % 2 Fabricante.
Frecuencia de
calibración 0.40 % 2 Usuario.
MF CALIBRACIÓN
EXACTITUD
FRECUENCIA DE
CALIBRACIÓN
MF
71
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 MF
Calibración Normal 3.0002400000E-04 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional
Exactitud Normal 7.5006000000E-04 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional
Frecuencia
de
calibración
Normal 2.0001600000E-03 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA
INCERTIDUMBRE (%)
1 MF
Calibración 3.0002400000E-04 Adimensional 9.0014400576E-08 1.93
Exactitud 7.5006000000E-04 Adimensional 5.6259000360E-07 12.09
Frecuencia
de
calibración
2.0001600000E-03 Adimensional 4.0006400256E-06 85.98
Varianza (ui
2) 4.6532444298E-06 100.00
Incertidumbre
combinada
(uc)
0.0022
Nivel de
cobertura (K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 0.0043
RESULTADO:
Mensurando U
MF = 1.00008 +/- 0.43 %
72
MENSURANDO: VOLUMEN GRUESO ESTÁNDAR A 20ºC (GSV)
MODELO MATEMÁTICO:
GSV= IV * MF * CTLmf * CPLmf
Donde:
GSV = Volumen grueso estándar a 20°C.
IV = Volumen indicado.
MF = Factor del medidor.
CTLmf = Factor de corrección por temperatura en el medidor.
CPLmf = Factor de corrección por presión en el medidor.
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE
VALOR
(Xi) UNIDADES
INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 IV 72307 Barriles
Resolución 1 Barril 0.288675135 Barriles 1 Medidor.
2 MF 1.00008 Adimensional 0.431393092 % 2 Cálculo.
3 CTLmf 0.992538 Adimensional 0.105342248 % 2 Cálculo.
4 CPLmf 1.001394 Adimensional 0.009400756 % 2 Cálculo.
GSV
IV
MF
CTLmf
CPLmf
73
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 IV
Resolución Uniforme 2.8867513459E-01 Barriles 9.9400080644E-01 Adimensional
2 MF Normal 2.1571380182E-03 Adimensional 7.1867466914E+04 Barriles
3 CTLmf Normal 5.2278082089E-04 Adimensional 7.2413580516E+04 Barriles
4 CPLmf Normal 4.7069299839E-05 Adimensional 7.1773172515E+04 Barriles
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2
APORTACIÓN A
LA
INCERTIDUMBRE
(%)
1 IV
Resolución 2.8694331659E-01 Barriles 8.2336466934E-02 0.00
2 MF 1.5502804516E+02 Barriles 2.4033694785E+04 94.33
3 CTLmf 3.7856431065E+01 Barriles 1.4331093730E+03 5.62
4 CPLmf 3.3783129775E+00 Barriles 1.1412998574E+01 0.04
Varianza (ui
2) 2.5478299493E+04 100.00
Incertidumbre
combinada (uc) 159.62
Nivel de cobertura
(K) 2
Incertidumbre exp.
(±U) 319.24
RESULTADO:
Mensurando U
GSV A 20°C = 71,873 BLS +/- 0.44 %
74
MENSURANDO: VOLUMEN NETO TOTAL DEL SISTEMA A 20°C (NSV)
MODELO MATEMÁTICO:
NSV= GSV*CSW
Donde:
NSV = Volumen neto estándar a 20ºC
GSV = Volumen grueso estándar a 20°C.
CSW = Factor de agua y sedimento.
DIAGRAMA DE ÁRBOL:
ANÁLISIS Y CÁLCULOS:
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE
VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE
ORIGINAL UNIDADES k FUENTE
1 GSV 71873 Barriles 0.444168888 % 2 Cálculo.
2 CSW 0.99970 Adimensional 0.000151598 % 2 Cálculo.
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi)
FUENTES DE
INCERTIDUMBRE
DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE
ESTIMADA u(xi) UNIDADES
COEFICIENTE DE
SENSIBILIDAD
(δY/δxi)
UNIDADES
1 GSV Normal 1.5961923284 E+02 Barriles 9.997000000 E-01 Adimensional
2 CSW Normal 7.5776134106 E-07 Adimensional 7.187321631 E+04 Barriles
NSV
GSV
CSW
75
MAGNITUDES DE
ENTRADA (Xi) FUENTES
DE INCERTIDUMBRE CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2
APORTACIÓN A
LA
INCERTIDUMBRE
(%)
1 GSV 1.5957134707E+02 Barriles 2.5463014806E+04 100.00
2 CSW 5.4462744778E-02 Barriles 2.9661905688E-03 0.00
Varianza (ui
2) 2.5463017772E+04 100.00
Incertidumbre
combinada
(uc)
159.57
Nivel de
cobertura (K) 2
Incertidumbre
exp. (±U) 319.14
RESULTADO:
Mensurando U
NSV A 20°C = 71,852 BLS +/- 0.44 %
76
RESUMEN DE CÁLCULOS DE INCERTIDUMBRE
DATOS DE ENTRADA:
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
Volumen indicado medidor IV Barriles 72307
Temperatura de flujo Tm °C 28.21
Presión de flujo Pm kg/cm2 16.48
Densidad RHO kg/m3 819.12
Temperatura de la densidad T_rho °C 20.0
Presión de la densidad P_rho kg/cm2 1.0
Contenido de agua y sedimento %W&S % en volumen 0.03
Factor del medidor MF Adimensional 1.00008
Frecuencia de calibración Trimestral 0.40 %
Calidad de muestra
Automático, cumple
API 8.2 0.50 %
RESULTADOS INTERMEDIOS:
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
INCERTIDUMBRE
EXPANDIDA K=2
(%)
Factor de corrección por temperatura CTL Adimensional 0.99254 0.11
Factor de corrección por presión CPL Adimensional 1.00139 0.009
Factor de corrección por agua y sedimento CSW Adimensional 0.99970 0.000152
Coeficiente de compresibilidad del crudo F 1/Mpa 0.00086128 6.67
Coeficiente de expansión térmica del crudo α 1/°C 0.00090692 1.02
Densidad del crudo a 15°C Rho 15 kg/m3 822.791 0.510
Factor del medidor MF Adimensional 1.00008 0.43
Volumen grueso estándar a 20°C GSV Barriles 71873 0.44
Volumen neto estándar a 20°C NSV Barriles 71852 0.44
RESULTADO FINAL:
Mensurando U (K=2)
NSV A 20°C = 71852 BLS +/- 0.44 %
77
3.15 Verificación y validación del cálculo volumétrico.
La validación del algoritmo del cálculo de volumen se efectuó mediante una hoja de
cálculo desarrollada en Excel, de acuerdo con las ecuaciones del capítulo 12,
sección 2, del Manual de Normas de medición de Petróleo del API [18]. Ingresando
valores del tren de medición, se obtuvo una desviación de 0.002%, con lo que se
valida el algoritmo de este sistema de medición.
En la figura 35 se muestran los datos instantáneos observados en el computador de
flujo.
Figura 31. Datos instantáneos del computador de flujo
Datos de entrada:
Volumen
indicado
medidor
Temp de
flujo en el
medidor
Presión de
flujo en el
medidor
Factor del
medidor
Agua y
sedimento Densidad
IV Tm Pm FM A & S kg/m3
bls °C kg/cm2 adim % vol
46,831 32.0 19 1.002420 0.09 837.3
78
Factores de corrección:
Factor corrección
T
Factor
corrección
P
Factor
corrección
A & S
Coeficiente de expansión
térmica del crudo
CTL @
20 °C
CTL @
15.6 °C CPL CSW α @ 15.6 ° C α @ 20 ° C
adim adim adim 1/°C
0.989733 0.985912 1.001516 0.999087 0.000854 0.000860
Resultados:
Volumen Grueso Volumen Neto Volumen grueso Volumen neto
GSV @ 20 °C NSV @ 20°C GSV @ 15.6 °C NSV @ 15.6°C
Barriles Barriles Barriles Barriles
46,530 46,487 46,353 46,311
% Desviación Volumen Grueso (20ºC) = 46530−46529
46530∗ 100 = 0.002%
% Desviación Volumen Neto (20ºC) = 46487−46486
46487∗ 100 = 0.002%
79
3.16 Gráficos de control. (Cartas de Control).
Los gráficos de control utilizan la variable MF (factor del medidor). La selección de
esta variable para los gráficos de control es adecuada, ya que representa de manera
resumida la confiabilidad de los sistemas de medición al compararse con un sistema
patrón.
Figura 32. Carta de control del medidor de flujo tipo ultrasónico.
80
De la carta de control de la figura 32, obtenemos los siguientes datos:
CARTA DE CONTROL FECHA 18/12/2017
Flujo Temp. Presión Factor Factor
m3/h bbl/Día °C kPa MF KF pulsos/m3 305 46041.4 28.09 1976.04 0.99596 5737.42250
479 72307.7 28.21 1966.23 1.00060 5711.00900
640 96611.5 28.77 2462.45 1.00186 5703.98750
711 107329 28.54 2462.45 1.00200 5702.59.19
Promedio 1.000105 5717.473
Desv. Est. 0.00283414 17.62986892
Rango 0.00604 33.43500
Tabla 16. Datos de Carta de control del día 18/12/2017.
De la misma manera se obtienen los datos de las cartas de control que se
realizaron en fechas anteriores, resumido en la siguiente tabla:
Fecha de
Calibración
Promedio Factor
Medidor (MF) Desv. Est. Rango
2012-12-05 1.00163 0.000144 0.00025
2013-03-26 1.00202 0.000478 0.00086
2013-07-30 1.00246 0.000565 0.00107
2014-01-16 1.00251 0.000226 0.00032
2014-05-27 1.00144 0.000523 0.00074
2014-08-19 1.00230 0.000679 0.00096
2015-02-24 1.00187 0.000270 0.00053
2015-06-22 1.00242 0.000414 0.00079
2017-12-18 1.00011 0.002834 0.00604
Promedios 1.00186 0.000681 0.001284
Tabla 17. Tabla resumen de Desviación estándar y Rango
de las cartas de control.
81
Para la construcción de los gráficos de control se ocupan las siguientes
nomenclaturas y fórmulas
Nomenclatura
𝑆̅ = Promedio de desviación estándar
𝑇= Tolerancia de medidor ultrasónico
𝑇2 − 𝑇1= Intervalo de calibración de referencia
𝑈 = Presupuesto de incertidumbre
�̿� = Promedio de promedios factor medidor ó k pulsos
𝑍𝑚𝑖𝑛 = Capacidad del proceso de valor mínimo
𝑍𝑠𝑆 = Capacidad del proceso con límite superior
𝑍𝑠𝐼 = Capacidad del proceso con límite inferior
𝜇′ = Variabilidad del proceso
𝜎′ = Variabilidad del proceso
𝐴2 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐴3 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐵3 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐵4 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝑐4 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐶𝑝 = Habilidad potencial del proceso
𝐶𝑝𝑘 = Habilidad real del proceso
𝑑2 = Constante para índice de capacidad
𝐷3 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐷4 = Constante para los límites de las gráficas de control
𝐹𝑀1 = Factor medidor de penúltima calibración
𝐹𝑀2 = Factor medidor de última calibración
𝐿𝐶𝑆 = Límite superior de control
𝐿𝐶𝐼 = Límite inferior de control
𝐿𝐶𝑆�̅� = Límite superior de control de rango promedio
𝐿𝐶𝐼�̅� = Límite inferior de control de rango estándar promedio
𝐿𝐶𝑆�̅� = Límite superior de control de desviación estándar promedio
𝐿𝐶𝐼�̅� = Límite inferior de control de desviación estándar promedio
𝐿𝐶𝑆�̿� =Límite superior de control de promedio de promedios
𝐿𝐶𝐼�̿� = Límite inferior de control de promedio de promedios
𝑛 = Número de lecturas por calibración
82
Constantes
Las constantes de los límites de los gráficos de control se presentan en la tabla del
anexo A.4. [2]
𝑛 = 3
𝐴2 = 1.0231 𝐴3 = 1.9544 𝐵3 = 0 𝐵4 = 2.5682
𝑐4 = 0.8862
𝑑2 = 1.693
𝐷3 = 0
𝐷4 = 2.5735 𝑈 = 0.65%1 𝑇 = ±0.5%2
𝑇2 − 𝑇1 = 12 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠
Formulas
Gráfico de control con desviación estándar
𝐿𝐶𝑆�̿� = �̿� + 𝐴3𝑆̅
𝐿𝐶𝐼�̿� = �̿� − 𝐴3𝑆̅
𝐿𝐶𝑆�̅� = 𝐵4𝑆̅ 𝐿𝐶𝐼�̅� = 𝐵3𝑆̅
Gráfico de control con rango
𝐿𝐶𝑆�̿� = �̿� + 𝐴2�̅�
𝐿𝐶𝐼�̿� = �̿� − 𝐴2�̅�
𝐿𝐶𝑆�̅� = 𝐷4�̅� 𝐿𝐶𝐼�̅� = 𝐷3�̅�
1Presupuesto de incertidumbre calculado. 2 Tolerancia obtenida de la hoja de datos del fabricante. Este mismo valor se utiliza para el límite de control superior
e inferior.
83
Aplicando lo anterior nos resulta la siguiente tabla de valores:
Fecha de Calibración LCS LCI LCSs LCIs LCSxs LCIxs LCSxr LCIxr LCSr LCIr
2012-12-05 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2013-03-26 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2013-07-30 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2014-01-16 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2014-05-27 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2014-08-19 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2015-02-24 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2015-06-22 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
2017-12-17 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0
Tabla 18. Límites de control.
Figura 33. Gráfico de control con desviación estándar del
medidor de flujo tipo ultrasónico.
0.000
0.001
0.001
0.002
0.002
0.003
0.003
01
/12
/201
2
01
/03
/201
3
01
/06
/201
3
01
/09
/201
3
01
/12
/201
3
01
/03
/201
4
01
/06
/201
4
01
/09
/201
4
01
/12
/201
4
01
/03
/201
5
01
/06
/201
5
01
/09
/201
5
01
/12
/201
5
01
/03
/201
6
01
/06
/201
6
01
/09
/201
6
01
/12
/201
6
01
/03
/201
7
01
/06
/201
7
01
/09
/201
7
01
/12
/201
7
De
svia
ció
n E
stán
dar
Fecha de Calibración
Gráfico de Control con Desviación Estándar
LCSs
Prom. Desv. Est.
Desv. Est.
LCIs
84
Figura 34. Gráfica de control con rango del medidor de flujo tipo ultrasónico.
En la gráfica se observa que tanto la desviación estándar como el rango están
fuera de los límites de control. La diferencia que presenta la gráfica con
respecto a fechas anteriores, se debe principalmente a las “corridas” (flujo de
bombeo) que en esta ocasión se tuvo oportunidad de realizar. (Flujo más bajo
en 46,041 BPD y el flujo más alto en107,329 BPD.
En conclusión, es aceptable este comportamiento. Para igualar criterios se
considera tomar solo los flujos altos, similar a fechas anteriores.
Índice de capacidad:
Formulas
𝜇′ = �̿�
𝜎′ =�̅�
𝑐4
𝐶𝑝 =𝐿𝐶𝑆 − 𝐿𝐼𝐶
6𝜎′
𝑍𝑠𝑆 =𝐿𝐶𝑆 − 𝜇′
𝜎′
0.000
0.001
0.002
0.003
0.004
0.005
0.006
0.007
20
12-12
-01
20
13-03
-01
20
13-06
-01
20
13-09
-01
20
13-12
-01
20
14-03
-01
20
14-06
-01
20
14-09
-01
20
14-12
-01
20
15-03
-01
20
15-06
-01
20
15-09
-01
20
15-12
-01
20
16-03
-01
20
16-06
-01
20
16-09
-01
20
16-12
-01
20
17-03
-01
20
17-06
-01
20
17-09
-01
20
17-12
-01
Ran
go
Fecha de Calibración
Gráfico de Control con Rango
LCSr
Prom. Rango
Rango
LCIr
85
𝑍𝑠𝐼 =𝜇′ − 𝐿𝐼𝐶
𝜎′
𝐶𝑝𝑘 =𝑍𝑚𝑖𝑛
3
Obteniendo la siguiente tabla de valores
Índice de Capacidad
LCS = 1.005
LCI = 0.995
d2 = 1.693
c4 = 0.8862
μ' = 1.001861296
σ' = 0.000768958
Cp = 2.167436511
ZsS= 4.081764602
ZsI= 8.922854462
Cpk 1.360588201
Tabla 19. Índice de capacidad
Los criterios de decisión son los siguientes:
ICP Decisión
1.33<ICP<2.22 Más que adecuado, incluso puede exigirse más en términos de capacidad.
1<ICP<1.33 Adecuado para lo que fue diseñado. Requiere control estrecho si se acerca al valor de 1.
0.67<ICP<1 No es adecuado para cumplir con el diseño inicial. Requiere monitoreo constante.
ICP<0.67 No es adecuado para cumplir con el diseño inicial. Tabla 20. Criterios de decisión del ICP.
Estimación de tiempo de calibración
Fórmulas
𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = |𝐹𝑀2 − 𝐹𝑀1|
𝐷𝑒𝑟𝑖𝑣𝑎 = 𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝑇2 − 𝑇1
𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙. = 𝐷𝑒𝑟𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑜𝑙𝑒𝑟𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎
86
Obteniendo la siguiente tabla de valores
Estimación de tiempo de calibración
Fecha última calibración 2017-12-18
Fecha penúltima calibración 2015-06-22
Incertidumbre (U) 0.00444
Tolerancia (+/-) 0.0015
FM última calibración 1.004547559
FM penúltima calibración 0.997980774
Desviación 0.006566784
T2-T1 (meses) 12.00
Deriva 0.000547232
Intervalo de Calibración (meses) 2.741067572
Fecha de próxima Calibración 2018-03-11
Tabla 21. Estimación de tiempo de calibración.
3.17 Telemetría
La Telemetría utilizada en el Sistema de Medición de CAB Cactus, cuenta con las
siguientes características:
Los datos generados en el medidor de flujo ultrasónico, son enviados al computador
de flujo a través de señal de pulsos, el resto de los instrumentos utiliza el protocolo de
comunicación analógico de 4-20 mA. El computador de flujo establece
comunicación con la interfase Hombre Máquina (HMI) en protocolo de comunicación
digital Modbus. Existe un sistema redundante, ya que cuenta con dos computadores
de flujo. La información de la medición puntual por segundo es almacenada en los
computadores de flujo locales en la C.A.B Cactus. Así mismo, existe almacenamiento
de la información en una base de datos local por medio de la HMI.
La infraestructura de comunicación con la cual cuenta el Activo de Producción
permite realizar enlaces remotos vía protocolo Ethernet. Los datos almacenados en la
HMI son enviados a través de los diferentes clientes remotos de monitoreo por medio
de este protocolo.
La Estación de adquisición de datos es resguardada dentro de un gabinete
ergonómico.
87
Figura 35.Estación de monitoreo local (interfaz gráfica)
Figura 36. Flujo de información (estación local y remota).
3.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica
Como se e mencionó anteriormente, el presente trabajo se apoya en el contrato de
servicio denominado: Diagnóstico, rehabilitación, y aseguramiento de la
confiabilidad de la medición dinámica y estática de hidrocarburos en la Subdirección
88
de Producción Bloques Sur. En dicho proyecto, se desarrolla la etapa de
mantenimiento de la integridad mecánica. En el Anexo A.6 se presenta evidencia de
la ejecución del mantenimiento.
3.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas.
El personal del activo de producción de Pemex cuenta con el personal capacitado
para proporcionar el mantenimiento de los sistemas de medición. Así mismo, se
cuenta con programa preventivo y correctivo como estrategia de atención a fallas
que eventualmente pudieran presentarse.
En las figura 37 y en Tabla 15 se muestra el programa de mantenimiento y la bitácora
de mantenimiento del sistema de medición, respectivamente.
Figura 37. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del
sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1. [22]
89
Tabla 22.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1
TAG del sistema de
medición: MTCA-APMM-CABC-01
Nombre del sistema de
medición: CAB Cactus Tren-1
Responsable / Personal Descripción genérica del equipo y/o instrumento
Fecha Nombre y
firma
Área de
adscripción
Nombre del
equipo y/o
instrumento
TAG del
equipo y/o
instrumento
Marca Número de
serie
Condiciones
técnicas
23/11/2015
Luis A.
Jiménez
Mendoza
Victor Hugo
Escamilla Cruz
GMMED Sistema de
medición
MTCA-APMM-
CABC-01
Sistema de
medición fuera
de operación.
24/11/2015
Luis A.
Jiménez
Mendoza
Victor Hugo
Escamilla Cruz
Fabián
Medina
Candelero
GMMED Switch MTCA-APMM-
CABC-01 Steren
Switch fuera de
operación.
30/11/2015
Luis A.
Jiménez
Mendoza
Victor Hugo
Escamilla Cruz
GMMED HMI / switch MTCA-APMM-
CABC-01
Datos HMI
congelados
17/05/2016
Luis A.
Jiménez
Mendoza
Alejandro
Velueta
Morales
GMMED Banco de
Batería HMI / switch APC QS1021350861
Se encuentra
dañada dos
baterías de las 4
que compone el
banco.
19/05/2016
Francisco
Javier
Gonzalez
Medina
Luis A.
Jiménez
Mendoza
Alejandro
Velueta
Morales
GMMED HMI / switch HMI / switch Steren SWI-008
No se reflejan
Datos de campo
en HMI
90
Tabla 23.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1
3.20 Auditorias y Diagnósticos
Los informes técnicos correspondientes a auditorías o diagnósticos, se elaborarán con
apego a la estructura de la “Guía Técnica para la Administración de los Sistemas de
medición de flujo de Hidrocarburos en PEP (GG-PO-OP-0001-2011)” [2]
En el anexo A.5 se presenta el diagnóstico del sistema de medición con los resultados
obtenidos en el presente proyecto.
Descripción del equipo
observaciones / hallazgos
Actividades realizadas
para corrección de fallas
Descripción del funcionamiento del
equipo y /o instrumentos
Fecha
23/11/2015
Sistema de medición fuera de
operación. Se observa falla en
batería interna UPS.
Cambio de un par de
baterías para colocarlo
en UPS.
Transmisores y HMI en funcionamiento.
HMI sin datos debido a switch fuera de
operación.
24/11/2015 Switch desconfigurado
Reconfiguración de
puertos del switch.
Reseteo general del
equipo de medición.
Equipo queda operando normalmente.
30/11/2015
Datos de la HMI fijos debido a
falla en el sistema de respaldo
UPS. El equipo falló debido a
falla de energía eléctrica
prolongada.
Desbloqueo del equipo y
se realiza un reseteo
general del sistema.
Equipo queda operando normalmente.
17/05/2016
Se encuentra la UPS en falla se
revisan los bancos de baterías
encontrándose dañada dos
baterías de las 4 que consta
cada banco.
Se cambia banco de
batería que trabajaba al
50% por uno nuevo de la
misma marca y con
número de serie:
QS01044351455.
Equipo queda operando normalmente.
19/05/2016
Se encuentra que en la HMI
no se reflejan los datos de
campo. Se verifica el sistema y
no se encuentra
comunicación entre el
computador de flujo y la HMI
Se reconfigura switch de
la marca steren el cual
no hacia la
comunicación entre la
HMI y Computador de
Flujo
Equipo queda operando normalmente.
91
3.21 Confirmación metrológica
Calibración (Comparación Técnica del Equipo de medición con
Patrones de Medición)
Necesidad Identificada: Inicio
Certificado/Report
e de Calibración
Identificación de Status de Calibración a
¿Existen Requerimientos
Metrológicos?
Documento de Verificación/
Confirmación Verificación no
es Posible
¿El Equipo Cumple con
Requerimientos?
Reporte de Prueba de Verificación falló
Identificación de Status de Confirmación
¿Es Posible el Ajuste o
Reparación?
Ajustar o Reparar
Identificación de Status
Revisión de Intervalo de Confirmación
Retorno al cliente
Final
SI
SI
SI
NO
NO
NO
Ve
rifi
ca
ció
n
Me
tro
lóg
ica
Ca
lib
rac
ión
De
cis
ion
es
y
Ac
cio
ne
s
Clie
nte
Cic
lo d
e R
e
ca
lib
rac
ión
b
PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA
Figura 38. Proceso de confirmación metrológica. [3]
92
No se tiene un registro de que esto se realice, sin embargo, la confirmación
genera un registro donde se establece que el equipo cumple y, por lo tanto, se
etiqueta como tal.
3.22 Portal de medición de PEP.
Los registros de los 21 puntos anteriormente mencionados, son almacenados en el
portal de medición de Hidrocarburos [22], dentro de la intranet de PEP, los cuales
requieren mantener un continuo seguimiento. En las siguientes figuras se muestran las
opciones de navegación en el portal.
Figura 39. Página principal del portal de administración. [22]
93
Figura 40. Selección del Activo de Producción de PEP Sur
Figura 41. Selección de Instalaciones de proceso de Aceite.
94
Figura 42. Selección del sistema de medición seleccionado.
Figura 43. Expediente de la administración metrológica.
95
3.23 Portal repositorio PEP_CNH
En ese mismo sentido, existe un portal repositorio PEP-CNH, el cual fue diseñado
para el intercambio de información y documentos entre Pemex Exploración y
Producción y la Comisión Nacional de Hidrocarburos con la finalidad de agilizar la
correspondencia de entregables previstos en los Lineamientos Técnicos de Medición
de Hidrocarburos. A continuación, se muestran las opciones de navegación en el
portal a través de las siguientes figuras.
Figura 44. Portal Repositorio PEP-CNH. [22]
96
Figura 45. Selección Subdirección de Producción Región Sur. GCO.
Figura 46. Selección del tema Instalaciones.
97
Figura 47. Selección de la ubicación.
Figura 48. Expediente de la administración metrológica.
98
CONCLUSIONES El proceso de Gestión y Gerenciamiento permite evaluar y diagnosticar la
confiabilidad de un sistema de medición, de los volúmenes medidos y reportados
para el proceso de entrega-recepción. La validación del sistema de medición del
presente proyecto permite obtener los siguientes puntos principales:
La Operación de los equipos se encuentra dentro de su alcance de medición.
El principio de medición de flujo (ultrasónico) es adecuado para la aplicación.
Las características metrológicas de los equipos instalados son adecuadas para
la aplicación.
Los informes de calibración son correctos.
El algoritmo de cálculo de volumen es correcto.
La confiabilidad queda expresada numéricamente en los valores de las
incertidumbres asociadas a los volúmenes netos medidos.
El principal requisito metrológico (incertidumbre máxima) dictado por la CNH
se cumple.
Así mismo, la metodología permite obtener diversos beneficios, tales como:
Información actualizada del estado de los equipos que integran el sistema de
medición, así como un inventario de los equipos de proceso y medición
permiten llevar un control más efectivo sobre las mediciones y las propiedades
de los fluidos medidos.
Contar con un sistema de medición de flujo de hidrocarburos confiable y
exacto en apego a la normatividad vigente, lo cual permite mejorar el
desempeño de la instalación de producción y que las mediciones realizadas
por este sistema mantienen su validez para ser considerada como punto de
transferencia de custodia.
Seguridad, confiabilidad y disponibilidad del sistema de medición,
Mantener la continuidad operativa basándose en un programa de
intervenciones y asistencia técnica con la finalidad de garantizar el buen
desempeño de confiabilidad en datos de producción de hidrocarburos.
99
Certeza en la producción de hidrocarburos que se obtiene, tanto en calidad
como en cantidad.
Cumplimiento con la normatividad indicada en los Lineamientos Técnicos la
Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Asegurar una efectiva administración de los sistemas de medición utilizados en
la cuantificación de volumen de los hidrocarburos y sustentar objetivamente la
confiabilidad de sus mediciones.
APORTACIÓN DE LA TESINA. El presente trabajo define puntos clave que sustentan la confiabilidad de las
mediciones de hidrocarburos, a través de una efectiva administración de los sistemas
de medición. Durante el desarrollo del mismo, se realiza la validación de una
metodología basada en procesos para un Sistema de Medición de Transferencia de
Hidrocarburos Líquidos en específico; con el cual se pretende establecer un punto de
partida para la elaboración de un procedimiento en la administración de sistemas de
medición (ASM) de Pemex Exploración y Producción Región Sur.
La tesina presenta una propuesta metodológica basada en procedimientos, guías y
recomendaciones que se han desarrollado anteriormente, pero que aún no habían
sido implementados ni evaluados en algún sistema de medición en particular, dentro
de PEP Región Sur.
Con esta aportación, se pretende que la Subdirección de Producción Bloques Sur de
PEP en particular, e incluso administradores de sistemas de medición de otros sectores,
puedan aplicarlo en sus sistemas de medición, ya sean nuevos y/o existentes, con el
objetivo de incrementar sustancialmente el cumplimiento a la normatividad vigente,
al Plan Rector de Medición de PEP, a los Lineamientos Técnicos en Materia de
Medición de Hidrocarburos y a otros Órganos Reguladores.
100
RECOMENDACIONES
La Administración Metrológica involucra actividades como el diseño,
instalación, modificación, operación, mantenimiento, calibración, estimación
de incertidumbre, trazabilidad y confirmación metrológica; por medio de un
control de la documentación en forma sistemática, para dar cumplimiento a
la normatividad, diagnósticos, auditorias y regulaciones.
Para lograr una efectiva confiabilidad de los sistemas de medición de flujo de
hidrocarburos se recomienda la implementación de la metodología de gestión
basada en procesos, la cual deberá estar respaldada con conocimientos
(personal competente), características y requisitos metrológicos, herramientas
estadísticas; así como la validación de procedimientos y certificaciones que
permitan ejercer el control del sistema, aportando evidencia objetiva de sus
mediciones.
Es recomendable establecer un programa de capacitación para fortalecer la
calidad de la supervisión y atención de los sistemas de medición, tanto para
las actividades de la operación como del mantenimiento de los mismos, en al
menos los siguientes rubros: Metrología, estimación de incertidumbre de
medición, normatividad, configuración, operación y mantenimiento de
instrumentos.
Así mismo, la Integración de un expediente completo, de manera electrónica
e impresa, con el contenido basado en la Guía Técnica para la Administración
de los Sistemas de Medición de Flujo de Hidrocarburos en PEP. [2].
En términos generales, cumplir de forma obligatoria con los lineamientos
técnicos de medición emitidos mediante acuerdos por la Comisión Nacional
de Hidrocarburos. [5].
101
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MEDICION Y BALANCES., AGOSTO 2017. VOL. VERSION PRIMERA.
[43]. —. PO-PO-MA-0002-2017. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE
MEDICION DE HIDROCARBUROS EN PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION. MEXICO : PEMEX.
GERENCIA DE MEDICION Y BALANCES., SEPTIEMBRE 2017. VOL. VERSION PRIMERA.
[44]. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, API. MPMS 13.1. MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT
STANDARDS. STATISTICAL CONCEPTS AND PROCEDURES IN MEASUREMENT. S.L. : AMERICAN
PETROLEUM INSTITUTE, 2002. VOL. REAFFIRMED 3/2002.
ANEXOS.
ANEXO A.1. REQUERIMIENTOS PARA LA INTEGRACIÓN DE UN
EXPEDIENTE DE MEDICIÓN.
Requerimientos Elemento Sistemas de
Medición: Proceso
o Patrón
Instrumentos para
la medición de
Calidad Primario Secundario Terciario
Diagrama de topología de control
Procedimientos de operación
Procedimientos de mantenimiento
Procedimientos de calibración
Programa anual del mantenimiento
de la integridad mecánica
Programa de calibración
Presupuesto de incertidumbre
Diagrama de tubería e
instrumentación del paquete de
medición
Ticket de traspaso
Reportes de Laboratorio
Características metrológicas
Censo e Inventario
Características técnicas de la
instrumentación
Certificados o informes de
calibración
Confirmación Metrológica
Gráficos de control
Historial de calibraciones
Informes de verificación metrológica
Normatividad aplicable (instalación
y algoritmo)
Presupuesto de Incertidumbre
Aplica el
algoritmo
de cálculo
Programa de mantenimiento de las
características metrológicas
Pruebas FAT
Pruebas SAT
Requisitos metrológicos
Trazabilidad de los equipos patrón
Verificación y validación de cálculo
volumétrico
Requerimientos Instalación
Protocolo de seguridad
Diagrama general de la instalación
(planta)
Tabla 24. Requerimientos para la integración de un expediente de medición. [9]
ANEXO A.2. Referencias Normativas.
(Comisión Nacional de Hidrocarburos_Lineamientos
Técnicos de medición)
Normas generales en el diseño e instalación de sistemas, equipos e instrumentos de medida
NMX-CH-140-IMNC Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones. Guide to the
Expression of Uncertainty in Measurement
NMX-Z055-IMNC-2009 Vocabulario internacional de metrología -Conceptos fundamentales y
generales, términos asociados (VIM) .International vocabulary of basic and
general -Concepts metrology, associated terms (VIM)
ISO GUM Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones
Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement
ISO 5168-2006 Medición de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de
incertidumbres
Measurement of fluid flow - Procedures for the evaluation of uncertainties
NIST- 2008 Guía para el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI)
Guide for the Use of the International System of Units (SI)
ISO 5168-2006 Medición de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de
incertidumbres
Measurement of fluid flow - Procedures for the evaluation of uncertainties
OIML R 117-1 Sistemas de medición dinámicos para líquidos distintos del agua
Dynamic measuring systems for liquids other than water
Normas y estándares para la medición dinámica de hidrocarburos líquidos
Aplicación en diseño
API MPMS 5.1 Consideraciones Generales para la Medición por medio de Medidores
General Considerations for Measurement by Meters
API MPMS 5.4 Accesorios para Medidores de Líquidos
Accessory Equipment for Liquid Meters
API MPMS 5.5 Fidelidad y Seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de
medición de flujo
Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data Transmission Systems
Tipos de medidor de volumen o caudal
API MPMS 5.2 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de
Desplazamiento positivo
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters
API MPMS 5.3 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de tipo Turbina
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters
API MPMS 5.6 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de tipo Coriolis
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters
API MPMS 5.8 Medición de Hidrocarburos líquidos por medidores de flujo ultrasónico utilizando
la tecnología de tiempo de tránsito
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flowmeters Using Transit Time
Technology
API MPMS 21.2 Medición Electrónico de Volumen Líquido utilizando medidores de tipo
desplazamiento positivo y medidores de turbina
Electronic Liquid Volume Measurement Using Positive Displacement and Turbine
Meters
API MPMS 21.2-A1 Adenda 1 a Medición de Flujo utilizando Sistemas de medición electrónica, de
masa inferida
Addendum 1 to Flow Measurement Using Electronic Metering Systems, Inferred
Mass
ISO 2714 Hidrocarburos líquidos - medición volumétrica por medidor de desplazamiento
positivo
Liquid hydrocarbons – Volumetric measurement by positive displacement meter
ISO 2715 Hidrocarburos líquidos - medición volumétrica por medidor de turbina
Liquid hydrocarbons – Volumetric measurement by turbine meter
ISO 4124 Hidrocarburos líquidos – Medición Dinámica – Control estadístico de los sistemas
de medición volumétricos
Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Statistical Control of Volumetric
Metering Systems
ISO 6551 Petróleo Líquido/Gas – fidelidad y seguridad de la medición dinámica
Petroleum liquids/gases - fidelity and security of dynamic measurement
ISO 10790 Medición del fluido del flujo en conductos cerrados - Orientación a la
selección, instalación y uso de medidores Coriolis (flujo de masa, medidas de
densidad de flujo y volumen)
Measurement of fluid flow in closed conduits -- Guidance to the selection,
installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow
measurements)
ISO 12242 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados – medidores ultrasónicos
líquidos de tipo tiempo de tránsito para líquidos
Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic transit-time meters for
liquid
Probadores
API MPMS 4.1 Introducción (Probadores). Introduction [proving systems]
API MPMS 4.2 Probadores de Desplazamiento. Displacement Probers
API MPMS 4.4 Probadores de Tanques Tank Provers
API MPMS 4.5 Probadores del medidor maestro Master-Meter Provers
API MPMS 4.6 Interpolación de Pulso Pulse Interpolation
API MPMS 4.7 Métodos de prueba estándar en Campo Field Standard Test Measures
API MPMS 4.8 Operación de Sistemas de probadores Operation of Proving Systems
API MPMS 4.9 .1 Introducción a la determinación del volumen de los probadores de
desplazamiento y de Tanque Introduction to the Determination of the Volume
of Displacement and Tank Provers
API MPMS 4.9.2 Determinación del volumen del probador de desplazamiento y tanque, por el
método de calibración “Waterdraw” . Determination of the Volume of
Displacement and Tank Provers by the Waterdraw Method of Calibration
API MPMS 4.9.3 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento por el método
de calibración del medidor maestro. Determination of the Volume of
Displacement Provers by the Master Meter Method of Calibration
API MPMS 4.9.4 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento y de tanques
por el método de calibración gravimétrico. Determination of the Volume of
Displacement and Tank Provers by the Gravimetric Method of Calibration
API MPMS 13.2 Métodos estadísticos de evaluación de los datos de probadores de medidores.
Statistical Methods of Evaluating Meter Proving Data Proving Systems for
Volumetric Meters.
ISO 7278-1 Hidrocarburos líquidos - Medición dinámica - Sistemas de pruebas para
medidores volumétricos - Parte 1: Principios generales
Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Proving Systems for Volumetric
Meters - Part 1: General Principles
ISO 7278-2 Hidrocarburos líquidos - sistemas para probar contadores volumétricos - -
medición dinámica Parte 2: Probadores de tipo tubería
Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement – proving systems for volumetric
meters - Part 2: Pipe Provers
ISO 7278-3 Hidrocarburos Líquidos - Medición Dinámica - Sistemas de pruebas para
medidores volumétricos - Parte 3: Técnicas de interpolación de pulso
Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement –
ISO 7278-4 Hidrocarburos Líquidos - Medición Dinámica - Sistemas de pruebas para
medidores volumétricos - Parte 4: Guía para operadores de probadores de tipo
tubería
Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Proving Systems for Volumetric
Meters - Part 4: Guide for Operators of Pipe Provers
Cálculos
API MPMS 11.4.1 Propiedades de los Materiales de Referencia Parte 1-Densidad del Agua y
factores de corrección del volumen del agua para la calibración de
probadores volumétricos
Properties of Reference Materials Part 1—Density of Water and Water Volume
Correction Factors for Calibration of Volumetric Provers
API MPMS 12.2.3 Cálculo de cantidades de Petróleo utilizando Métodos de medición dinámica y
factores de corrección volumétrica Parte 3 – Reporte de Probadores
Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and
Volumetric Correction Factors Part 3—Proving Reports
API MPMS 12.2.4 Cálculo de cantidades de Petróleo usando Métodos de medición dinámica y
factores de corrección volumétrica Parte 4 - Cálculo de Volúmenes Base de los
probadores por el método “Waterdraw” Calculation of Petroleum Quantities
Using Dynamic Measurement Methods and Volume Correction Factors Part 4—
Calculation of Base Prover Volumes by Waterdraw Method
API MPMS 12.2.5 Cálculo de cantidades de Petróleo usando Métodos de medición dinámica y
factores de corrección volumétrica Parte 5 – el volumen base del probador
usando el método del medidor maestro
Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and
Volumetric Correction Factors Part 5—Base Prover Volume Using Master Meter
Method
Computación de Flujo y Volumen
API MPMS 5.5 Fidelidad y Seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de
medición de flujo. Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data
Transmission Systems
API MPMS 11.1 Datos de Propiedades físicas (factores de corrección de Volumen) (todas las
secciones y mesas pertinentes, incluyendo rutinas de computación)
Physical Properties Data (Volume Correction Factors) (all relevant sections and
tables, including computational routines)
API MPMS 11.2.2 Factores de compresibilidad de hidrocarburos: 0,350 a 0,637 de densidad
relativa (60°F / 60°F) y -50°F a 140° F de temperatura de medidor
Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0.350–0.637 Relative Density
(60°F/60°F) and –50°F to 140°F Metering Temperature
API MPMS 11.2.2M Factores de compresibilidad para Hidrocarburos: 350-637 kilogramos por metro
cúbico Densidad (15°C) y -46°C a 60°C temperatura de medidor Compressibility
Factors for Hydrocarbons: 350–637 Kilograms per Cubic Meter Density (15 °C)
and–46°C to 60°C Metering Temperature
API MPMS 11.2.4 Corrección de temperatura para los volúmenes de LNG y Tablas GLP 23E, 24E,
53E, 54E, 59E, 60E Temperature Correction for the Volumes of NGL and LPG
Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, 60E
API MPMS 11.2.5 Correlación de presión de vapor simplificada para uso NGL comerciales
8A Simplified Vapor Pressure Correlation for Commercial NGLs
API MPMS 11.3.2.1 Densidad de Etileno. Ethylene Density
API MPMS 11.3.3.2 Compresibilidad de polipropileno. Propylene Compressibility
API MPMS 11.5 Intraconversión de Densidad / Peso / Volumen
Density/Weight/Volume Intraconversion
API MPMS 12.2.1 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición Dinámica y
factores de corrección de Volumen Parte 1 – Introducción
Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and
Volume Correction Factors Part 1—Introduction
API MPMS 12.2.2 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición Dinámica y
factores de corrección de Volumen Parte 2 – Tickets de Medición
Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and
Volumetric Correction Factors Part 2—Measurement Tickets
API MPMS 12.2.3 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición Dinámica y
factores de corrección de Volumen Parte 3 – Reportes de Probador
Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and
Volumetric Correction Factors Part 3—Proving Reports
API MPMS 12.3 Cálculo de Contracción Volumétrica por fusión de Hidrocarburos livianos con
Petróleo Crudo
Calculation of Volumetric Shrinkage From Blending Light Hydrocarbons with
Crude Oil
API MPMS 21.2 Medición Electrónico de Volumen Líquido utilizando medidores de
desplazamiento positivo y medidores de turbina
Electronic Liquid Volume Measurement Using
Normas y estándares para la determinación de la calidad.
Para Hidrocarburos líquidos
API MPMS 8.1 Muestreo: Practica estándar para muestreo manual del Petróleo y Productos
del Petróleo
Sampling: Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum
Products
API MPMS 8.2 Muestreo: Practica estándar para el muestreo automático del Petróleo Líquido
y Productos del Petróleo
Sampling: Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum and
Petroleum Products
API MPMS 8.3 Práctica estándar para la mezcla y manejo de muestras del Petróleo Líquido y
Productos del Petróleo
Standard Practice for Mixing and handling of Liquid Samples of Petroleum and
Petroleum Products
API MPMS 7.0 Determinación de la Temperatura. Temperature Determination
ISO 3170 Líquidos de Petróleo: Muestreo Manual (BS EN ISO 3170)
Petroleum Liquids: Manual Sampling (BS EN ISO 3170)
ISO 3171 Líquidos de Petróleo: Muestreo
Automático en Ductos (BS EN ISO 3171)
Petroleum Liquids: Automatic Pipeline Sampling (BS EN ISO 3171)
Otros procedimientos de referencia
a. Medición de la Densidad API Normas de referencia API MPMS 9.0; ASTM D-287 & D-
1298
b. Determinación del contenido de agua Normas de referencia API MPMS 10.0; ASTM D-4377, D-
4006 & D-4007
c. Determinación del contenido de
sedimentos
Norma de referencia ASTM D-473
d. Determinación del contenido de
viscosidad
Norma de referencia ASTM D-445
e. Determinación del contenido de sal Norma de referencia ASTM D-32305
f. Determinación del contenido de azufre Norma de referencia ASTM D-4294
De unidades (organismos) que desarrollan la verificación (inspección).
NMX-EC-17025-IMNC Evaluación de la conformidad - Requisitos generales para la competencia de
los laboratorios de ensayo y de calibración.
NMX-CC-19011-IMNC Directrices para la Auditoría de los Sistemas de Gestión
ISO 10012-2003 Measurement management systems - Requirements for measurement
processes and measuring equipment (ISO 19011:2011)
NMX-CC-9001-IMNC Sistemas de Gestión de la Calidad – Requisitos (ISO 9001:2008)
API MPMS 20.0 Medición Asignación de Petróleo y Gas Natural
Allocation Measurement of Oil and Natural Gas.
API MPMS 20.3 Medición del Flujo Multifásico. Measurement of Multiphase Flow
Normas para la construcción, resistencia mecánica y seguridad de instalaciones y sistemas de medición
API 12B Especificación para Tanques atornillados para almacenamiento de líquidos
de producción
Specification for Bolted Tanks for Storage of Production Liquids
API RP 14E Práctica recomendada para el diseño e instalación de sistemas de tubería en
plataformas de productos offshore
Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Products
Platform Piping Systems
API RP 551 Instrumentos de medición de proceso
Process measurement instrumentation
API RP 555 Analizadores de proceso. Process Analyzers
API 620 Diseño y construcción de tanques de almacenamiento grandes, soldados y
de baja presión. Design and Construction of Large, Welded, Low-pressure
Storage Tanks
API 650 Tanques de acero soldados para almacenamiento de combustible
Welded Steel Tanks for Fuel Storage
ISO 12242 Medición del flujo de fluidos en conductos cerrados – medidores tipo
ultrasónicos para líquidos de principio de funcionamiento tiempo de tránsito
Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic transit-time meters for
liquid
ISO 2186 Flujo de fluido en conductos cerrados - Conexiones para la transmisión de
señales de presión entre los elementos primarios y secundarios
Fluid flow in closed conduits - Connections for pressure signal transmissions
between primary and secondary elements
ISO 4006 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados
Measurement of fluid flow in closed conduits
ISO 6551 Líquidos de petróleo y gas, fidelidad y seguridad de la medición dinámica,
con cable de transmisión de data de pulsos tipo eléctrico y/o electrónico
Petroleum liquids and gases, Fidelity and security of dynamic measurement,
Cabled transmission of electric and/or electronic pulsed data
ISO 10790 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados - Guía para la selección,
instalación y uso de medidores Coriolis (Medición de flujo de masa, densidad
y flujo de volumen)
Measurement of fluid flow in closed conduits - Guidance to the selection,
installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow
measurements)
ISO 15156 Industrias del petróleo y gas natural - Materiales a usar en ambientes que
contienen H2S en la producción de petróleo y gas
Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production
ASME/ANSI B 16.5 Bridas de conexión y accesorios bridadas
Pipe Flanges and Flanged Fittings
ASME/ANSI B 31.3 Tubería de Proceso. Process Piping
ASME B 31.4 Sistemas de transporte por ductos para líquidos y sólidos
Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries
NMX-CH-4006-IMCN-
2009
Medición de Flujo de fluidos en conductos cerrados – Vocabulario y símbolos
ASME/ANSI B 36.10 Tamaños de ductos sin costura
Seamless Pipe Sizes
ASTM D1250 Desarrollo del Cálculo para la Corrección del factor de volumen en el Instituto
Americano del Petróleo
Volume Correction Factor Calculation Development in American Petroleum
Institute
IEC PAS 62382 Chequeo de lazo eléctrico y de instrumentación
Electrical and instrumentation loop check
ISA TR 20.00.01 Formatos de Especificaciones para la los instrumentos de medición de
procesos y de control, Consideraciones Generales
Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments, General
Considerations
OIML R 117-1 Sistemas de medición dinámica de líquidos distintos del agua
Dynamic measuring systems for liquids other than water
ANEXO A.3. Dictámenes de Calibración
ANEXO A.4. Constantes para los límites de gráficas de Control.
Tabla 25. Constantes para los límites de las gráficas de control. [9]
ANEXO A.5. Diagnóstico del sistema de medición de flujo de aceite
Central de Almacenamiento y Bombeo Cactus
DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE FLUJO DE ACEITE
SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN SUR
CENTRAL DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO
CACTUS (C.A.B. CACTUS)
PATÍN ENVÍO A PALOMAS
MARZO DE 2018
CONTENIDO
1.- Objetivo del diagnóstico
2.- Alcances del diagnóstico
3.- Criterios del diagnóstico
4.- Identificación del sistema de medición
5.- Entorno operativo del sistema de medición
6.- Fechas, lugares y responsables del diagnóstico
7.- Hallazgos del diagnóstico
7.1.- Resumen de los hallazgos encontrados
7.2.- Características metrológicas
7.3.- Requisitos metrológicos
7.4.- Validación del algoritmo de cálculo de volumen
7.5.- Estimación de la incertidumbre asociada a la medición
8.- Conclusiones del diagnóstico
9.- Recomendaciones
10.- Firma del informe
1. OBJETIVO DEL DIAGNÓSTICO
Evaluar la confiabilidad de los volúmenes de aceite neto obtenidos con el sistema de medición de flujo
ubicado en la Central de Almacenamiento y Bombeo Cactus, de acuerdo con los requisitos de la
normatividad aplicable, para reportar e informar sobre dicha confiabilidad y proponer puntos de mejora.
2. ALCANCES DEL DIAGNÓSTICO
La evaluación contempla los rubros de instalación, operación, calibración, mantenimiento, validación
del algoritmo y estimación de incertidumbre de los elementos que integran el sistema de medición de
flujo (primario, secundario y terciario).
3. CRITERIOS DEL DIAGNÓSTICO
Cumplimiento con el Manual de Normas de Medición (MPMS) del API; específicamente los capítulos 5.8
(medidores de flujo tipo ultrasónico) y 12.2 (cálculo de volúmenes).
4. IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
En la tabla 1, se asientan los datos generales del sistema de medición de flujo de aceite que ha sido
evaluado, identificándose como tren1.
Corriente de flujo medida Tren1 (Descarga del TDA-8)
Tipo de fluido Aceite crudo superligero deshidratado
Tipo de medición Transferencia de custodia (Entrega-Recepción)
Ubicación C.A.B. Cactus
Dependencia responsable del sistema de
medición
Activo de Producción Macuspana Muspac
Elemento primario de medición Ultrasónico
Número de trenes de medición 1
Diámetro de tren de medición 6
Tabla 26. Datos generales de identificación del tren de medición 1.
Figura 49. Sistema de medición de flujo de C.A.B. Cactus.
5. ENTORNO OPERATIVO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
La C.A.B. Cactus es una instalación del Activo de Producción Macuspana Muspac que recibe corrientes
de aceite crudo hidratado y estabilizado de diversas baterías de separación, tanto del propio Activo
como del Activo de Producción Bellota Jujo, para ser deshidratadas y desaladas en los tanques
deshidratadores identificados como TD-8 y TD-9.
En el TDA-8 se procesa la corriente del Activo de Producción Macuspana Muspac y posteriormente se
bombea con la turbo bomba, midiéndose en el Tren 1 de 6”Ø.
El aceite crudo deshidratado se envía al sistema de transporte Cárdenas-Palomas, donde se integra con
las corrientes de la batería Jujo y de la C.A.B. Cunduacán para conformar la mezcla Olmeca.
6. FECHAS, LUGARES Y RESPONSABLES DEL DIAGNÓSTICO.
El diagnóstico se llevó a efecto durante el mes de Junio del 2018, incluyendo visita física a la C.A.B.
Cactus. Durante este periodo, se realizaron visitas a las oficinas del Activo de Producción.
Los responsables de efectuar el diagnóstico son: M.C. César Nicolás Quiroz e Ing. Jaime de Jesús Ruiz
Romero.
7. HALLAZGOS DEL DIAGNÓSTICO
7.1 Resumen de los hallazgos encontrados
En la tablas 2 se muestra el resumen de los hallazgos encontrados durante el diagnóstico para el tren de
medición.
RUBRO HALLAZGO
Instalación
STATUS: cumplimiento
Conformidad con la norma. Cumple con los requisitos del cap. 5.8 del MPMS.
Únicamente se hace la observación que en el disparo para la interconexión con
el probador móvil, la válvula de bloqueo ubicada entre ambos disparos, sobre la
línea regular, no es del tipo de doble sello con testigo de purga. Este debe ser el
tipo de válvula para asegurar un sello hermético cuando se están realizando las
calibraciones con el equipo patrón.
Principio de
medición y
Operación
STATUS: cumplimiento
Los medidores de flujo tipo ultrasónico son adecuados para las condiciones reales
presentes en la C.A.B. Cactus ya que el aceite crudo está deshidratado y
estabilizado.
El tren de medición opera dentro de los alcances y límites recomendados, con
base en los diámetros y características de medición de cada uno de los
componentes.
Mantenimiento STATUS: NO cumplimiento
Se cuenta con personal preparado para proporcionar el mantenimiento de los
sistemas de medición pero no se cuenta con una estrategia para atención de
fallas que eventualmente pudieran presentarse en los equipos.
ACCIÓN A REALIZAR:
En proceso proyectos de licitación que incluyan servicios de mantenimiento
preventivo y correctivo. (incluye refaccionamiento)
Calibración
STATUS: cumplimiento
Se realizan calibraciones trimestrales, utilizando el probador volumétrico
bidireccional, por un laboratorio secundario acreditado.
Los informes de calibración están correctos y cumplen con los requisitos de la
norma NMX-EC-17025-IMNC-2006.
Algoritmo de
cálculo
STATUS: cumplimiento.
Cumple con el algoritmo asentado en el cap. 12.2 del MPMS.
Tabla 27. Resumen de hallazgos para el tren de medición.
7.2 Características metrológicas
En las tabla 3 se incluye las principales características metrológicas de los elementos primarios y
secundarios de medición del tren 1.
ELEMENTO DE MEDICIÓN CARACTERÍSTICA METROLÓGICA VALOR
Medidor ultrasónico de
flujo Alcance de medición 10 a 100 MBD
Exactitud ± 0.15%
Analizador de corte de
Agua
Alcance de medición 0 a 4%
Incertidumbre ± 0.04%
Transmisor de Presión Alcance de medición 0 a 40 bar
Exactitud ± 0.15%
Transmisor de
Temperatura
Alcance de medición 0 a 100 ºC
Exactitud ± 0.10 ºC
Densitómetro en línea Alcance de medición 600 a 1100 Kg/m3
Exactitud ± 0.08%
Tabla 28. Características metrológicas principales del sistema.
Adicionalmente al alcance de medición y la exactitud de los equipos aportadas por el fabricante
respectivo, otra característica metrológica importante es la incertidumbre real asociada al sistema de
medición completo, la cual se presenta en el apartado 7.5 de este informe.
7.3 Requisitos metrológicos
Los lineamientos Técnicos de medición de Hidrocarburos de la CNH aportan un requisito metrológico muy
importante: la incertidumbre máxima permitida por esta resolución.
Para el tren de medición 1 se aplica el siguiente valor de incertidumbre máxima permitida
SISTEMA FASE INCERTIDUMBRE
Sistema de medición de
transferencia de hidrocarburos
Líquida
= 1.0%
o
< 1.0%
Tabla 29. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos
en fase líquida. [8]
La estimación de la incertidumbre real asociada a los sistemas de medición de la C.A.B. Cactus se
presenta en el apartado 7.5 de este informe.
7.4 Validación del algoritmo de cálculo de volumen
La validación del algoritmo de cálculo de volumen se efectuó mediante una hoja de cálculo, verificada
con los ejemplos aportados en el capítulo 12.2 del MPMS.
Ingresando valores integrados del tren de medición, se obtuvo una desviación de 0.002%, con lo que se
valida el algoritmo de este sistema de medición.
Datos de entrada:
Volumen
indicado
medidor
Temp. de
flujo en el
medidor
Presión de
flujo en el
medidor
Factor del
medidor
Agua y
sedimento Densidad
IV Tm Pm FM A & S kg/m3
bls °C kg/cm2 adim % vol
46,831 32.0 19 1.002420 0.09 837.3
Factores de corrección:
Factor corrección
T
Factor
corrección
P
Factor
corrección
A & S
Coeficiente de expansión
térmica del crudo
CTL @
20 °C
CTL @
15.6 °C CPL CSW α @ 15.6 ° C α @ 20 ° C
adim adim adim 1/°C
0.989733 0.985912 1.001516 0.999087 0.000854 0.000860
Resultados:
Volumen Grueso Volumen Neto Volumen grueso Volumen neto
GSV @ 20 °C NSV @ 20°C GSV @ 15.6 °C NSV @ 15.6°C
Barriles Barriles Barriles Barriles
46,530 46,487 46,353 46,311
% Desviación Volumen Grueso (20ºC) = 46530−46529
46530∗ 100 = 0.002%
% Desviación Volumen Neto (20ºC) = 46487−46486
46487∗ 100 = 0.002%
7.5 Estimación de la incertidumbre asociada a la medición
La determinación de la incertidumbre asociada a la medición se efectuó mediante una hoja de cálculo
en la que se aplica la metodología de norma NMX-CH-140-IMNC-2002 (Guía para la expresión de
incertidumbre en las mediciones).
RESUMEN DE CÁLCULOS DE INCERTIDUMBRE
DATOS DE ENTRADA:
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
Volumen indicado medidor IV Barriles 72307
Temperatura de flujo Tm °C 28.21
Presión de flujo Pm kg/cm2 16.48
Densidad RHO kg/m3 819.12
Temperatura de la densidad T_rho °C 20.0
Presión de la densidad P_rho kg/cm2 1.0
Contenido de agua y sedimento %W&S % en volumen 0.03
Factor del medidor MF Adimensional 1.00008
Frecuencia de calibración Trimestral 0.40 %
Calidad de muestra Automático, cumple 8.2 0.50 %
RESULTADOS INTERMEDIOS:
PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR
INCERTIDUMBRE
EXPANDIDA K=2
(%)
Factor de corrección por temperatura CTL Adimensional 0.99254 0.11
Factor de corrección por presión CPL Adimensional 1.00139 0.009
Factor de corrección por agua y sedimento CSW Adimensional 0.99970 0.000152
Coeficiente de compresibilidad del crudo F 1/Mpa 0.00086128 6.67
Coeficiente de expansión térmica del crudo α 1/°C 0.00090692 1.02
Densidad del crudo a 15°C Rho 15 kg/m3 822.791 0.510
Factor del medidor MF Adimensional 1.00008 0.43
Volumen grueso estándar a 20°C GSV Barriles 71873 0.44
Volumen neto estándar a 20°C NSV Barriles 71852 0.44
RESULTADO FINAL:
Mensurando U (K=2)
NSV A 20°C = 71852 BLS +/- 0.44 %
8.- CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO
Los factores validados, confirman la confiabilidad de los sistemas de medición
El principio de medición de flujo (ultrasónico) es adecuado para la aplicación.
Las características metrológicas de los equipos instalados son adecuadas.
El principal requisito metrológico (incertidumbre máxima) dictado por CNH se cumple.
Los informes de calibración son correctos.
Los volúmenes netos aportados por el sistema de medición son confiables y cumplen con los
requisitos del MPMS del API.
El personal encargado de la administración de los sistemas de medición requiere contar con
capacitación adicional.
9.- RECOMENDACIONES
A manera de puntos de mejora, se hacen las siguientes recomendaciones:
Integrar un expediente completo, de manera electrónica e impresa, con el contenido que se
recomienda en el numeral 6.4 de la Guía Técnica para la Administración de los Sistemas de
Medición de Flujo de Hidrocarburos en PEP (documento GG-PO-OP-001-2011)
Establecer un programa de capacitación para fortalecer la calidad de la supervisión y atención
de los sistemas de medición, tanto para las actividades de la operación como del
mantenimiento de los mismos, en al menos los siguientes rubros: Configuración de computadores
de flujo, metrología, estimación de incertidumbre de medición, normatividad API (Manual de
normas de medición), operación y mantenimiento de medidores de flujo tipo ultrasónico.
10.- FIRMA DEL INFORME
DIAGNOSTICADOR (ES) FIRMA
M.C. Cesar Nicolás Quiroz
Ing. Jaime de Jesús Ruiz Romero
ANEXO A.6. CARTAS DE MANTENIMIENTO DEL PATÍN DE
C.A.B. CACTUS ENVÍO A PALOMAS
CARTA DE MANTENIMIENTO DE ELEMENTO DE FLUJO
Instalación:
CENTRAL DE ALMACENAMIENTO Y
BOMBEO CACTUS 1 Fecha Reporte:
05/12/2017
Patín de
Medición MTCA-APMM-CABC-1 Activo
AIPBS01
Descripción: Elemento de Flujo
Tag: FE-302
Marca
Modelo: Khrone VN854440020000111
Núm.
Serie: 1100202121002
No. DESCRIPCIÓN SI
N
O N/A OBSERVACIONES
1 Carcaza en buen estado. √
Se aplica pintura primaria y de
acabado
2 Display en buen estado. √
3 Manifold en buen estado. √ Limpieza con solvente
biodegradable
4 Inspección visual de daños √
Limpieza con solvente
biodegradable
5 Engrasado de cuerdas y tornillería. √
6 Verificación de conectores, tubing,
reguladores y válvulas aguja. √
Se instalan abrazaderas en
tubing.
7 Pintura en buen estado. √
Se aplica pintura primaria y de
acabado
8 Accesible para operación y lectura. √
9 Válvula de fácil acceso para
mantenimiento. √
10 Aplicación de protección anticorrosiva a
soportería. √
11 Cableado y conectado correctamente. √ Limpieza de bornes y terminales
12 Calibración y Configuración. √
Calibración por equipo
certificado EMA
13 Verificación de accesorios de montaje. √
14 Estado de zapatas terminales en bornes. √ Se instalaron zapatas nuevas
REPORTE FOTOGRÁFICO
ANTES DURANTE DESPUÉS
D
T
I
Por Cía. Por IMP Por Pemex
Realizó Revisó Aprobó
____________________
Supervisor de proyecto
___________________
Supervisor de trabajo
_____________________
Supervisor de proyecto
ANEXO A.7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN.
TAG: AIT-302. Analizador de Corte de Agua
Figura 50. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24]
Figura 51. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24]
TAG: DT-302. Transmisor de densidad
Figura 52. Características técnicas del transmisor de densidad. [25]