Este documento presenta las mejores prácticas para la medición de hidrocarburos, incluyendo la arquitectura de medición de flujo, los requisitos de aprobación, las recomendaciones para elegir la tecnología adecuada, la calibración de medidores de flujo, la medición a altos caudales y casos de éxito de Emerson en PEMEX. El objetivo es obtener una medición más exacta y con menor costo posible de acuerdo a los estándares nacionales e internacionales.

1. Mejores Prácticas para la
Medición de Hidrocarburos
Medición de Hidrocarburos
Ing. Jesús Botello Torres
Emerson Process
Emerson Process Management S. A. de C. V.
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2. Agenda
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Objetivo
Introducción
Arquitectura de Medición de Flujo
Requisitos de Aprobación
Recomendaciones para elegir la Tecnología adecuada
Calibración de Medidores de Flujo
Altos Caudales
g
Beneficios de la Tecnología
Casos de éxito en PEMEX
Conclusiones
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3. Objetivo
j
Presentar l
P
t
las mejores prácticas normalizadas d
j
á ti
li d
de
acuerdo a los estándares nacionales e
internacionales, para la medición de flujo de
, p
j
hidrocarburos, con el objetivo de obtener un mayor
beneficio operativo y con la mayor exactitud y el
menor costo posible.
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4. Introducción
La medición de proceso, de balances o emisión de
contaminantes también requiere precisión, compensación
y corrección por t
ió
temperatura.
t
Los balances se calculan con valores compensados y
g
p
p
corregidos por efectos de Presión y Temperatura. La
compensación y la corrección se hace mas compleja por los
siguientes factores :
M l
Mezclas con características No Uniformes
t í ti
N U if
 Cambios de Volumen en función de la Temperatura
 Cambios de Viscosidad en función de la Temperatura
Cambios de Viscosidad en función de la Temperatura
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5. Arquitectura de Medición de Flujo (Volumen)
PIT
FIT
TE
ULTRASÓNICO
DIT/DE
•4‐20 mA
20 mA
20 A
•HART
MÁSICO
4‐20 mA
20 mA
•HART
•4‐20 mA
20 mA
•HART
•4‐20 mA
20 mA
HART o Pulsos
HART o Pulsos
PLACA DE ORIFICIO
PLACA DE ORIFICIO
MEDIDOR TIPO
VORTEX
Computador
de Flujo
de Flujo
•Alarmas
•Salidas Analógicas
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•Modbus RTU
RS232

6. Requisitos de Aprobación en la
Medición d
d ó de Hidrocarburos
d
b
API 5.6
API 11.1
API 11.2.1
API 12.2.1
API 20.2
API 20 2
ISO 4267‐2
API 20
NRF‐240‐
PEMEX‐2009
Medición de Hidrocarburos Fase Líquida
* Factor de Corrección para Temperatura
* Factor de Corrección por Presión
* Factores de corrección para medición Volumétrica
Auditoria, reportes, calibración, verificación y seguridad de datos
Auditoria reportes calibración verificación y seguridad de datos
Cálculo de cantidades para petróleo
Medición de Reparto
Medición Ultrasónica Para Hidrocarburos de Fase Líquida
* Estos factores se encuentran guardados en el firmware de
los computadores de flujo.
los computadores de flujo
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7. Requisitos de Aprobación en la
Medición d
d ó de Hidrocarburos
d
b
•
Los medidores usados para la transferencia de custodia
p
generalmente deben cumplir con las recomendaciones de la
OIML (International Organization of Legal Metrology). Como
es el caso de los medidores tipo coriolis que cumplen con los
siguientes lineamientos:
– OIML R‐117 (Measuring systems for liquids other than water)
– OIML R 115 (Direct mass flow measuring system for quantities of liquids)
R‐115
– OIML R‐81 (Dynamic measuring devices for cryogenic liquids).
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8. Elementos de Medición
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9. Recomendaciones para elegir la mejor
tecnología en Transferencia d C t di
t
l í
T
f
i de Custodia
Para la medición de hidrocarburos líquidos y en aplicaciones de transferencia
de custodia podemos concluir lo siguiente :
a) Para diámetros menores e iguales a 12” de diam, la implantación de
la tecnología de coriolis (medición de flujo másico) es una buena
opción.
b) Para diámetros mayores a 12” de diam., la implantación de la
tecnología ultrasónica es una buena opción.
c)
Ambas tecnologías presentan el mayor nivel de exactitud.
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10. Recomendaciones para elegir la mejor
tecnología en Mediciones d R f
t
l í
M di i
de Referencia
i
Para la medición de gas en aplicaciones de referencia podemos concluir lo
siguiente :
i i
a) Para diámetros menores e iguales a 12” de diam, la implantación de
la medidores tipo vortex (medición de flujo volumétrico) es una
buena opción.
b) Para diámetros mayores a 12” de diam., la implantación de la
tecnología de presión diferencial es una buena opción.
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11. Calibración de los Medidores de Flujo
Calibración de los Medidores de Flujo
Todos los medidores de transferencia
de custodia deben estar bajo
calibración para cumplir con los
requisitos legales y asegurar que el
inventario del producto sea medido
p
con la suficiente exactitud. El
objetivo de calibrar un medidor es
comparar las mediciones realizadas
por el medidor de transferencia de
custodia con respecto a una
referencia conocida y confiable.
API MPMS Chapter 4.5
Master Meter Provers
THIRD EDITION | NOVEMBER 2011
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• Patrones Volumétricos • Probador Bidireccional
• Probador Compacto
• Medidores Maestros

12. Altos Caudales
En aplicaciones de transferencia de custodia donde el flujo es muy alto, se
utilizan los medidores de alta capacidad, pero hay un gran inconveniente,
que no siempre es fá il calibrarlos a l misma capacidad que el medidor
i
fácil lib l
la i
id d
l
did
puede medir por lo tanto otra opción es instalar varios coriolis en paralelo y
la suma de ellos equivale a la medición del flujo total y esta muchas veces
resulta más económica
económica.
Medidores mas pequeños instalados en paralelo pueden ser calibrados
individualmente a bajos flujos de operación.
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13. Beneficios de la tecnología de última
generación – “Diagnósticos Avanzados”
Diagnósticos Avanzados
Un ejemplo de esto son los medidores de flujo másico tipo coriolis MicroMotion
q
que cuentan con una herramienta al interior del transmisor la cual verifica la
calibracion del Factor del medidor por medio de una variable secundaria que
es la integridad estructural de los tubos y la cual es directamente proporcional
al factor (Smart Meter Verification)
Verification).
Diagnóstico autoprogramable que se realiza en 2 min sin detener el proceso e
incluye un análisis integral de la estructura del sensor a tráves del diagnóstico
y verificación de la electrónica.
Verificación de
la electrónica
Verificación
del Sensor
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14. Experiencia Probada
E
i i P b d
Soluciones de Medición de
Hidrocarburos en Fase Líquida
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15. Sistemas de Medición Portátiles
para Producción de Pozos
para Producción de Pozos
PROBLEMÁTICA: Algunos yacimientos presentan baja permeabilidad y baja presión, por lo que la
productividad de los pozos es reducida y su explotación compleja, lo que trae como consecuencia
que PEMEX necesite tener un control mas continuo del comportamiento del pozo
pozo.
ANTECEDENTES (Solución Fija): Hace 3 años Emerson instaló los
primeros medidores de flujo en los separadores fijos de medición
existentes en l estaciones d b b
it t
las t i
de bombeo d t d l ATG esto
dentro del ATG, t
basado en nuestra experiencia en otros países con crudos pesados
y con alto contenido de gases entrampados.
SOLUCION MOVIL:
SOLUCION MOVIL:
Emerson respondiendo a la
necesidad de PEMEX por
incrementar el numero de pozos a
medir (muchos de estos en
medir (muchos de estos en
ubicaciones con difícil acceso),
desarrolló en conjunto con
empresas del ramo metal‐mecánico
una solución basada en equipos de
una solución basada en equipos de
muy bajo mantenimiento y alta
Foro de Lineamientos de Medición disponibilidad.
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16. Ventajas de la Solución Emerson
para la Medición de Pozos
para la Medición de Pozos
La Solución de Emerson
beneficios:
•
•
•
•
•
•
•
con medidores Coriolis marca Micro Motion brindó los siguientes
Ampliar capacidad de Medición, adaptándose a la diversidad de pozos.
Medición de diferentes variables con un mismo equipo: Flujo Acumulado, Temperatura, Densidad,
Masa y Corte de Agua. (Patente de EMERSON)
Reducción en el costo de medición de pozos y aumento en la frecuencia. Ello ha permitido
p
p
evaluar 90 por ciento de los pozos del territorio.
Datos reales del proceso con alta precisión para optimizar los choques, mejorando la producción.
Sin partes en movimiento que puedan desgastarse lo que aumento la disponibilidad de los
separadores.
Fácil de instalar y desinstalar.
No se rompe por transporte o manejo brusco.
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17. PEMEX ‐ EMERSON
La Solución de Medición de EMERSON ‐ Micro Motion se ha asentado en más de 100 Equipos
de Medición de Producción Portátil desarrollados por contratistas de Poza Rica y Monterrey,
los cuales actualmente están operando en los Campos de Chicontepec de la Región Norte de
p
p
p
g
PEMEX.
Actualmente se está trabajando en la segunda etapa de acuerdo al Boletín No. 107 para
continuar con la 3era Etapa de medición de los campos de Chicontepec, así como se están
haciendo pruebas tecnológicas en la Región Sur de PEMEX para extender la solución de
ac e do p uebas tec o óg cas e a eg ó Su
pa a e te de a so uc ó
medición de producción portátil.
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18. Activo Integral Abkatun Pol‐Chuc
Medidores tipo coriolis de
alta capacidad instalados
en la Plataforma Pol‐A,
Activo Integral Abk t P l
A ti I t
l Abkatun Pol
Chuc.
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19. CAB Poza Rica
Proyecto: Modernización Estación de
Almacenamiento y Bombeo Poza Rica
y Bombeo Poza Rica
•
Objeto:
–
Reemplazo de Medidores de DP
•
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Alcance:
–
3 Medidores de Flujo
–
Instalación Eléctrica y Mecánica

20. Bateria Antares
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21. Tajín III y Coapechaca II
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22. Coapechaca I
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23. Tajín IV
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24. Medición Transferencia Interna Tipo API
Batería Jiliapa I ‐ AIPRA
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25. Experiencia Probada
E
i i P b d
Soluciones de Medición de
Hidrocarburos en Fase Gaseosa
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26. Medición Gas ‐ Referencia

Vortex en ATG (Chicontepec) – Salida de Separadores y Baterías
en ATG (Chicontepec) – Salida de Separadores y Baterías
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27. Medición de Gas Referencial en
Separadores en Plataformas
Salida de Separador ‐ Activo Cantarell
p
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28. Experiencia Probada
E
i i P b d
Soluciones de Telemetría en la
Medición de Hidrocarburos
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29. Soluciones Remotas WirelessHart
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30. 
SCADA Burgos, con aplicaciones remotas para:
Burgos
• Monitoreo de nivel en tanques
• Monitoreo de sistemas de compresión
p
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31. Monitoreo de Pozos y
y
Cabezales del AIB
Patín de medición
en Dos Bocas
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32. Monitoreo de Pozos – Activo Integral Burgos
Monitoreo de
pozos
(Presiones,
temperaturas
y estado de
válvulas de
seguridad)
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33. Conclusiones
La medición de hidrocarburos utilizando dispositivos de última generación
brinda la posibilidad de obtener el mayor beneficio operativo y con la
mayor exactitud e incertidumbre al menor costo posible
posible.
Emerson Process es más que un proveedor de equipo, tiene la capacidad a
través de sus departamentos para proveer soluciones a sus clientes.
Emerson Process ofrece una gama de productos con tecnología de punta
punta,
cuya implantación e integración de los mismos da como resultado
Soluciones Integrales con un solo PROVEEDOR.
Emerson Process suma los esfuerzos de un tecnólogo y un integrador, con
un buen soporte financiero, garantizando a sus clientes un proyecto
exitoso.
Emerson Process apoya el desarrollo de México, trayendo a cada cliente la
gama de experiencias y aplicaciones desarrolladas en nuestro país como
en el resto del mundo.
Emerson Process en resumen, tiene la experiencia y solución para la
Automatización en la medición de hidrocarburos.
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34. ¿Preguntas?
¡Gracias por su atención!
¡Gracias por su atención!
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