Medicion

Mejores Prácticas para la 
Medición de Hidrocarburos
Medición de Hidrocarburos
Ing. Jesús Botello Torres
Emerson Process
Emerson 
Process Management S. A. de C. V.

Foro de Lineamientos de Medición
México 2012

Agenda
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Objetivo
Introducción
Arquitectura de Medición de Flujo
Requisitos de Aprobación
Recomendaciones para elegir la Tecnología adecuada
Calibración de Medidoresde Flujo
Altos Caudales
g
Beneficios de la Tecnología
Casos de éxito en PEMEX
Conclusiones

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México 2012

Objetivo
j
Presentar
P
t
l
las
mejores
j
prácticas
á ti
normalizadas
li d
d
de
acuerdo a los estándares nacionales e
internacionales,, p
para la medición de flujo
j de
hidrocarburos, con el objetivo de obtener un mayor
beneficio operativo y con la mayor exactitudy el
menor costo posible.

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México 2012

Introducción
La medición de proceso, de balances o emisión de
contaminantes también requiere precisión, compensación
y corrección
ió por temperatura.
t
t
Los balances se calculan con valores compensados y
g
por efectos de Presión y Temperatura.
p
p
La
corregidos
compensación y la corrección se hace mas compleja por lossiguientes factores :
 Mezclas con características No Uniformes
M l
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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Arquitectura de Medición de Flujo (Volumen)
PIT

FIT

TE

ULTRASÓNICO

DIT/DE

•4‐20 
20 mA
20 mA
A
•HART

MÁSICO4‐20 
20 mA
mA
•HART

•4‐20 
20 mA
mA
•HART
•4‐20 
20 mA
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

Requisitos de Aprobación en la 
Medición
d ó de Hidrocarburos
d
d
b
API 5.6
API 11.1  
API 11.2.1
API 12.2.1
API 20 2
API 20.2ISO 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 RepartoMedición 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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Requisitos de Aprobación en la 
Medición
d ó de Hidrocarburos
d
d
b
•

Los medidores usados p
para la transferencia de custodia
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
R‐115
115 (Direct mass flow measuring system for quantities of liquids)
– OIML R‐81 (Dynamic measuring devices for cryogenic liquids).

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México 2012

Elementosde Medición

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Recomendaciones para elegir la mejor 
t
tecnología
l í en Transferencia
T
f
i de Custodia
d C t di
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 flujomásico) 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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Recomendaciones para elegir la mejor 
t
tecnología
l í en Mediciones
M di i
d R f
de Referencia
i
Para la medición de gas en aplicaciones de...