La transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas se refiere a las transacciones que implican el transporte de sustancias físicas de un operador a otro. Esto incluye la transferencia de petróleo crudo y refinado entre tanques y camiones cisterna; petroleros y barcos y otras transacciones. La transferencia de custodia en la medición de fluidos se define como un punto de medición (ubicación) donde se mide el fluido para la venta de una parte a otra. Durante la transferencia de custodia, la precisión es de gran importancia tanto para la empresa que entrega el material como para el eventual destinatario, al transferir un material. [1]
El término "medición fiscal" a menudo se intercambia con transferencia de custodia y se refiere a la medición que es un punto de una transacción comercial, como cuando se produce un cambio de propiedad. La transferencia de custodia se lleva a cabo cada vez que los fluidos pasan de la posesión de una parte a otra. [2]
La transferencia de custodia generalmente implica:
- Estándares de la industria;
- Normas nacionales de metrología;
- Acuerdos contractuales entre partes de transferencia de custodia; y
- Regulación e impuestos gubernamentales.
Debido al alto nivel de precisión requerido durante las aplicaciones de transferencia de custodia, los caudalímetros que se utilizan para realizar esto están sujetos a la aprobación de una organización como el Instituto Americano del Petróleo (API). Las operaciones de transferencia de custodia pueden ocurrir en varios puntos a lo largo del camino; estos pueden incluir operaciones, transacciones o transferencia de petróleo desde una plataforma de producción de petróleo a un barco, barcaza, vagón, camión y también al punto de destino final, como una refinería .
Métodos de medición
La transferencia de custodia es una de las aplicaciones más importantes para la medición de caudal . Muchas tecnologías de medición de caudal se utilizan para aplicaciones de transferencia de custodia; Estos incluyen caudalímetros de presión diferencial (DP) , caudalímetros de turbina , caudalímetros de desplazamiento positivo , caudalímetros Coriolis y caudalímetros ultrasónicos . [3]
Caudalímetros de presión diferencial
Los caudalímetros de presión diferencial (DP) se utilizan para la transferencia de custodia de líquido y gas para medir el flujo de líquido, gas y vapor. El caudalímetro DP consta de un transmisor de presión diferencial y un elemento primario. El elemento primario coloca una constricción en una corriente de flujo, mientras que el transmisor DP mide la diferencia de presión aguas arriba y aguas abajo de la constricción.
En muchos casos, los usuarios finales compran transmisores de presión y elementos primarios de diferentes proveedores. Sin embargo, varios proveedores han integrado el transmisor de presión con el elemento primario para formar un caudalímetro completo. La ventaja de esto es que se pueden calibrar con el elemento primario y el transmisor DP ya instalados. [4]
Los estándares y criterios para el uso de caudalímetros DP para aplicaciones de transferencia de custodia están especificados por la Asociación Estadounidense del Gas (AGA) y el Instituto Estadounidense del Petróleo (API).
Una ventaja de usar un caudalímetro DP es que son el tipo de caudalímetro más estudiado y mejor entendido. Una desventaja de usar un caudalímetro DP es que introducen una caída de presión en la línea del caudalímetro. Este es un resultado necesario de la constricción en la línea que se requiere para realizar la medición de flujo de DP. [5]
Un desarrollo importante en el uso de caudalímetros DP para aplicaciones de transferencia de custodia ha sido el desarrollo de accesorios de orificio de cámara simple y doble .
Caudalímetros de turbina
El primer caudalímetro de turbina fue inventado por Reinhard Woltman, un ingeniero alemán en 1790. Los caudalímetros de turbina consisten en un rotor con palas en forma de hélice que gira cuando el agua o algún otro fluido pasa sobre él. El rotor gira en proporción al caudal (ver medidores de turbina ). Hay muchos tipos de medidores de turbina, pero muchos de los que se utilizan para el flujo de gas se denominan medidores axiales . [6]
El caudalímetro de turbina es más útil para medir un flujo limpio, estable y de alta velocidad de fluidos de baja viscosidad . En comparación con otros caudalímetros, el caudalímetro de turbina tiene una ventaja de costo significativa sobre los caudalímetros ultrasónicos , especialmente en los tamaños de línea más grandes, y también tiene un precio favorable en comparación con los precios de los caudalímetros DP, especialmente en los casos en que un caudalímetro de turbina puede reemplazar a varios. Medidores de DP.
La desventaja de los caudalímetros de turbina es que tienen partes móviles que están sujetas a desgaste. Para evitar el desgaste y la inexactitud, se utilizan materiales duraderos, incluidos los rodamientos de bolas de cerámica .
Caudalímetros de desplazamiento positivo
Los caudalímetros de desplazamiento positivo (PD) son medidores de alta precisión que se utilizan ampliamente para la transferencia de custodia de agua comercial e industrial, así como para la transferencia de custodia de muchos otros líquidos. Los caudalímetros PD tienen la ventaja de que han sido aprobados por una serie de organismos reguladores para este propósito y aún no han sido reemplazados por otras aplicaciones. [7]
Los medidores de DP son excelentes para medir caudales bajos y también para medir caudales muy viscosos , porque los medidores de DP capturan el flujo en un recipiente de volumen conocido. La velocidad del flujo no importa cuando se usa un medidor de DP.
Caudalímetros Coriolis
Los caudalímetros Coriolis existen desde hace más de 30 años y son los preferidos en industrias de procesos como la química y la de alimentos y bebidas . [8] La tecnología Coriolis ofrece precisión y confiabilidad en la medición del flujo de material y, a menudo, se considera una de las mejores tecnologías de medición de flujo debido al flujo másico directo, la densidad del fluido, la temperatura y los caudales volumétricos calculados con precisión. Los medidores Coriolis no tienen partes móviles y brindan estabilidad, repetibilidad y confiabilidad a largo plazo. Debido a que son dispositivos de medición de flujo másico directo, los medidores Coriolis pueden manejar la más amplia gama de fluidos, desde gases hasta líquidos pesados, y no se ven afectados por los cambios de viscosidad o densidad que a menudo afectan las tecnologías basadas en la velocidad (PD, turbina, ultrasónico). Con la capacidad de rango de flujo más amplio de cualquier tecnología de flujo, Coriolis se puede dimensionar para una caída de presión baja. Esto, combinado con el hecho de que no dependen del perfil de flujo, ayuda a eliminar la necesidad de tramos rectos y acondicionamiento del flujo, lo que permite diseñar sistemas de transferencia de custodia con una caída de presión mínima.
Cabe mencionar que cualquier instrumento de medición que se base en un solo principio de medición mostrará una mayor incertidumbre de medición en condiciones de flujo de dos fases. Los principios de medición convencionales, como el desplazamiento positivo , los medidores de turbina y las placas de orificio , aparentemente continuarán midiendo, pero no podrán informar al usuario sobre la ocurrencia de flujo de dos fases. Sin embargo, los principios modernos basados en el efecto Coriolis o la medición de flujo ultrasónica informarán al usuario mediante funciones de diagnóstico.
El flujo se mide utilizando medidores de Coriolis analizando los cambios en la fuerza de Coriolis de una sustancia que fluye. La fuerza se genera en una masa que se mueve dentro de un marco de referencia giratorio. Una aceleración angular hacia afuera , que se factoriza con la velocidad lineal , se produce debido a la rotación. Con una masa de fluido, la fuerza de Coriolis es proporcional al caudal másico de ese fluido.
Un medidor Coriolis tiene dos componentes principales: un tubo de flujo oscilante equipado con sensores y controladores, y un transmisor electrónico que controla las oscilaciones, analiza los resultados y transmite la información. El principio de Coriolis para la medición de flujo requiere que se aproveche la sección oscilante de una tubería giratoria. La oscilación produce la fuerza de Coriolis, que tradicionalmente se detecta y analiza para determinar la tasa de flujo. Los medidores Coriolis modernos utilizan la diferencia de fase medida en cada extremo del tubo oscilante. [9]
Caudalímetros ultrasónicos
Los caudalímetros ultrasónicos fueron introducidos por primera vez en los mercados industriales en 1963 por Tokyo Keiki (ahora Tokimec) en Japón. Las mediciones de transferencia de custodia han existido durante mucho tiempo, y durante los últimos diez años, los medidores Coriolis y ultrasónicos se han convertido en los medidores de flujo de elección para la transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas .
Los medidores ultrasónicos proporcionan un caudal volumétrico. Por lo general, utilizan el método del tiempo de tránsito, en el que las ondas de sonido transmitidas en la dirección del flujo del fluido viajan más rápido que las que viajan río arriba. La diferencia de tiempo de tránsito es proporcional a la velocidad del fluido. Los medidores de flujo ultrasónicos tienen una caída de presión insignificante si se sigue la instalación recomendada, tienen una alta capacidad de reducción y pueden manejar una amplia gama de aplicaciones. La producción, el transporte y el procesamiento de petróleo crudo son aplicaciones típicas de esta tecnología.
El uso de caudalímetros ultrasónicos sigue creciendo para la transferencia de custodia. A diferencia de los medidores de turbina y PD, los medidores de flujo ultrasónicos no tienen partes móviles. La caída de presión se reduce mucho con un medidor ultrasónico en comparación con los medidores de DP, turbina y DP. La instalación de medidores ultrasónicos es relativamente sencilla y los requisitos de mantenimiento son bajos.
En junio de 1998, la American Gas Association publicó un estándar llamado AGA-9. Esta norma establece los criterios para el uso de caudalímetros ultrasónicos para la transferencia de custodia de gas natural . [10]
Componentes
La transferencia de custodia requiere un sistema de medición completo diseñado y diseñado para la aplicación, no solo medidores de flujo. Los componentes de un sistema de transferencia de custodia generalmente incluyen:
- Varios metros / recorridos de metro;
- Computadoras de flujo ;
- Sistemas de calidad (cromatógrafos de gases para medir el contenido energético del gas natural y sistemas de muestreo de líquidos);
- Calibración mediante probadores de líquido in situ o móviles, o medidor maestro de líquido o gas; y
- Apoyando la automatización.
Un patín de transferencia de custodia de líquidos típico incluye varios caudalímetros y probadores de contadores. Los probadores se utilizan para calibrar medidores in situ y se realizan con frecuencia; normalmente antes, durante y después de una transferencia de lotes para garantizar la medición. Un buen ejemplo de esto es una unidad de transferencia de custodia automática de arrendamiento (LACT) en una instalación de producción de petróleo crudo.
Precisión
En la norma ISO 5725-1, la precisión de los instrumentos de medición se define como "la proximidad de la concordancia entre el resultado de una prueba y el valor de referencia aceptado". Este término "precisión" incluye tanto el error sistemático como el componente de sesgo. [11] Cada dispositivo tiene su fabricante indicado exactitud especificación y su exactitud probado. La incertidumbre tiene en cuenta todos los factores del sistema de medición que influyen en la precisión de la medición. La precisión de los caudalímetros podría utilizarse en dos sistemas de medición diferentes que, en última instancia, tienen diferentes incertidumbres calculadas debido a otros factores del sistema que afectan los cálculos de caudal. La incertidumbre incluso incluye factores como la precisión del convertidor A / D de la computadora de flujo . La búsqueda de precisión en un sistema de transferencia de custodia requiere una atención meticulosa a los detalles.
Requisitos de transferencia de custodia
Los sistemas de medición de transferencia de custodia deben cumplir con los requisitos establecidos por los organismos de la industria, como AGA , API o ISO , y los estándares de metrología nacionales como OIML (internacional), NIST (EE. UU.), PTB (Alemania), CMC (China) y GOST (Rusia). ), entre otros. Estos requisitos pueden ser de dos tipos: legales y contractuales .
Legal
Los códigos y regulaciones nacionales de Pesos y Medidas controlan los requisitos del comercio mayorista y minorista para facilitar el comercio justo. Las regulaciones y los requisitos de precisión varían ampliamente entre países y productos, pero todos tienen una característica común: la " trazabilidad ". Siempre existe un procedimiento que define el proceso de validación donde el medidor de servicio se compara con un estándar que es rastreable a la agencia de metrología legal de la región respectiva. [12]
Contrato
Un contrato es un acuerdo escrito entre compradores y vendedores que define los requisitos de medición. Se trata de ventas de gran volumen entre empresas operativas en las que los productos refinados y los crudos se transportan por vía marítima , por oleoductos o ferroviarios . La medición de la transferencia de custodia debe tener el mayor nivel de precisión posible porque un pequeño error en la medición puede representar una gran diferencia financiera. Debido a esta naturaleza crítica de las mediciones, las compañías petroleras de todo el mundo han desarrollado y adoptado estándares para satisfacer las necesidades de la industria.
En Canadá, por ejemplo, toda medición de naturaleza de transferencia de custodia cae dentro del ámbito de Measurement Canada . En los EE. UU., La Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC) controla las normas que deben cumplirse para el comercio interestatal.
Transferencia de custodia líquida
La transferencia de custodia de la medición del flujo de líquido sigue las pautas establecidas por la ISO . Por consenso industrial, la medición del flujo de líquido se define como una incertidumbre general de ± 0,25% o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística apropiada de las incertidumbres de los componentes en el sistema de medición.
Modo de medida
Medición de volumen o masa
Las mediciones de flujo de líquido suelen estar en unidades volumétricas o de masa. El volumen se utiliza normalmente para operaciones de carga de camiones cisterna independientes, mientras que la masa se utiliza para oleoductos de campo múltiple o oleoductos costa afuera con un requisito de asignación.
La medición masiva y la generación de informes se logran
- Medición del caudal volumétrico (por ejemplo, mediante turbina o medidor ultrasónico) y densidad del fluido
- Medición de masa directa con medidor Coriolis
Sistema de muestreo
Se utiliza un sistema de muestreo automático proporcional al flujo en la medición del flujo para determinar el contenido promedio de agua, la densidad promedio y con fines de análisis. Los sistemas de muestreo deben estar en general de acuerdo con la norma ISO 3171. El sistema de muestreo es una sección crítica durante la medición del flujo. Cualquier error introducido a través de un error de muestreo generalmente tendrá un efecto lineal directo en la medición general.
Medición de temperatura y presión
La medición de temperatura y presión son factores importantes a considerar al tomar mediciones de flujo de líquidos. Los puntos de medición de temperatura y presión deben estar situados lo más cerca posible del medidor, en referencia a sus condiciones en la entrada del medidor. Las mediciones de temperatura que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión de bucle total de 0.5 ° C o mejor, y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0.2 ° C o mejor.
Los controles de temperatura se realizan mediante termómetros certificados con la ayuda de termopozos
Las mediciones de presión que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión de bucle total de 0,5 bar o mejor y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0,1 bar o mejor.
Transferencia de custodia gaseosa
La transferencia de custodia de la medición de flujo gaseoso sigue las pautas establecidas por los organismos internacionales . Por consenso industrial, la medición del flujo gaseoso se define como la medición del flujo másico con una incertidumbre general de ± 1,0% o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística apropiada de las incertidumbres de los componentes en el sistema de medición.
Modo de medida
Unidad de volumen o masa
Todas las mediciones de flujo gaseoso deben realizarse en corrientes de gas monofásicas, con mediciones en unidades volumétricas o másicas.
Muestreo
El muestreo es un aspecto importante, ya que ayudan a determinar la precisión. Deben proporcionarse instalaciones adecuadas con el fin de obtener muestras representativas. El tipo de instrumentación y el sistema de medición pueden influir en este requisito.
Densidad de gas
La densidad del gas en el medidor puede determinarse mediante:
- Medición directa continua, por densitómetro en línea
- Cálculo, utilizando una ecuación de estado reconocida junto con mediciones de la temperatura, presión y composición del gas.
La mayoría de las industrias prefieren utilizar la medición continua de la densidad del gas. Sin embargo, ambos métodos pueden usarse simultáneamente, y la comparación de sus respectivos resultados puede proporcionar confianza adicional en la precisión de cada método.
Mejores prácticas
En cualquier aplicación de transferencia de custodia, una verdadera incertidumbre aleatoria tiene la misma probabilidad de favorecer a cualquiera de las partes, el impacto neto debe ser cero para ambas partes y no se debe valorar la precisión y repetibilidad de la medición. La precisión y repetibilidad de la medición son de gran valor para la mayoría de los vendedores porque muchos usuarios instalan medidores de control. El primer paso en el diseño de cualquier sistema de transferencia de custodia es determinar las expectativas mutuas de desempeño de medición del proveedor y el usuario en el rango de tasas de flujo. Esta determinación de las expectativas de desempeño mutuo debe ser realizada por personas que tengan un conocimiento claro de todos los costos de las disputas de medición causadas por la mala repetibilidad. El segundo paso es cuantificar las condiciones operativas que no son controlables. Para una medición de flujo, estos pueden incluir:
- Variación esperada de la temperatura ambiente ;
- Presión de línea estática máxima ;
- Variación de temperatura y presión de línea estática;
- Pérdida de presión permanente máxima permitida;
- Reducción de flujo; y
- Frecuencia esperada de variación y / o pulsación de flujo.
El tercer y último paso es seleccionar el hardware, los procedimientos de instalación y mantenimiento que garantizarán que la medición proporcione el rendimiento instalado requerido en las condiciones de funcionamiento esperadas (incontrolables). Por ejemplo, el usuario puede:
- Seleccione un transmisor de presión estática y / o diferencial que tenga un rendimiento mejor o peor en las condiciones de funcionamiento del mundo real dadas.
- Calibre los transmisores con frecuencia o con poca frecuencia.
- En el caso de un caudalímetro de DP, dimensione el elemento primario para una presión diferencial mayor o menor (los DP más altos proporcionan una mayor precisión, a expensas de una mayor pérdida de presión).
- Seleccione un caudalímetro y transmisor de presión con una respuesta más rápida o más lenta.
- Utilice líneas de interconexión (impulso) largas o cortas, o conecte directamente para una respuesta más rápida.
Si bien el primer y segundo paso implican la recopilación de datos, el tercer paso puede requerir cálculos y / o pruebas. [13]
Fórmula general para calcular la energía transferida (GNL)
La fórmula para calcular el GNL transferido depende de las condiciones de venta contractuales. Estos pueden relacionarse con tres tipos de contrato de venta según lo definido por Incoterms 2000: una venta FOB , una venta CIF o una venta DES .
En el caso de una venta FOB (Free On Board), la determinación de la energía transferida y facturada se realizará en el puerto de carga.
En el caso de una venta CIF (Cost Insurance & Freight) o DES (Delivered Ex Ship), la energía transferida y facturada se determinará en el puerto de descarga.
En los contratos FOB , el comprador es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia a bordo del buque para la determinación de volumen, temperatura y presión, y el vendedor es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia en la terminal de carga, como el muestreo. y análisis de gases. Para los contratos CIF y DES , la responsabilidad se invierte.
Tanto el comprador como el vendedor tienen derecho a verificar la precisión de cada sistema proporcionado, mantenido y operado por la otra parte. La determinación de la energía transferida generalmente ocurre en presencia de uno o más inspectores, el oficial de carga del barco y un representante del operador de la terminal de GNL . También puede estar presente un representante del comprador. [14]
En todos los casos, la energía transferida se puede calcular con la siguiente fórmula:
E = (VLNG × DLNG × GVCLNG) - Egas desplazado ± Egas a ER (si corresponde)
Dónde:
E = la energía neta total transferida desde las instalaciones de carga altransportador de GNL , o desde el transportador de GNL a las instalaciones de descarga.
VLNG = el volumen de GNL cargado o descargado en m3.
DLNG = la densidad del GNL cargado o descargado en kg / m3.
GCVLNG = el poder calorífico bruto del GNL cargado o descargado en millones de BTU / kg
E gas desplazado = La energía neta del gas desplazado, también en millones de BTU , que es: devuelto a tierra por eltransportista de GNL cuando se carga (volumen de gas en los tanques de carga desplazado por el mismo volumen de GNL cargado), o bien, gas recibido por eltransportista de GNL en sus tanques de carga al descargar en reemplazo del volumen de GNL descargado.
E (gas to ER) = Si aplica, la energía del gas consumido en lasala de máquinas del transportador de GNL durante el tiempo entre la apertura y el cierre de los levantamientos de transferencia de custodia, es decir, utilizada por el buque en el puerto, que es:
+ Para una transferencia de carga de GNL o
- Para una transferencia de descarga de GNL
Referencias
- ^ "Transferencia de custodia: el valor de la buena medición y la búsqueda de la verdad" . Archivado desde el original el 6 de enero de 2011 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Transferencia de custodia: caudalímetro como caja registradora" . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Medición de flujo de transferencia de custodia" . Archivado desde el original el 9 de julio de 2010 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "La demanda de energía impulsa la medición del flujo de transferencia de custodia" . Archivado desde el original el 6 de enero de 2011 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Medición de caudal y nivel" . Consultado el 11 de abril de 2011 .
- ^ "El mercado mundial de transferencia de custodia de gas natural" . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ Jesse Yoder Phd. "Considerando los caudalímetros de tecnología tradicional" . Archivado desde el original el 28 de julio de 2011 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Transferencia de custodia de productos petrolíferos con caudalímetros másicos Coriolis" . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Caudalímetros digitales Coriolis en la transferencia de custodia de petróleo y gas" . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Caudalímetros ultrasónicos para transferencia de custodia" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 22 de marzo de 2012 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "MANUAL DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE GNL" (PDF) . Consultado el 10 de abril de 2011 .[ enlace muerto permanente ]
- ^ "Probar medidores de flujo ultrasónicos líquidos para la medición de transferencia de custodia" (PDF) . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "Cálculo de medidas de flujo de transferencia de custodia de gas natural" . Diario de gasoductos y gasoductos . 2001 . Consultado el 10 de abril de 2011 .
- ^ "MANUAL DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE GNL" (PDF) . Consultado el 10 de abril de 2011 .[ enlace muerto permanente ]
enlaces externos
- Medición de Canadá .
- CMC
- Tokio KEIKI
- API
- Investigación de flujo
- NOTAS DE ORIENTACIÓN PARA LA MEDICIÓN DE PETRÓLEO (Muy recomendable)
- YO ASI