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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO
POSITIVO DE LA ESTACIÓN N°2 “LUMBAQUI” Y MEDIDORES DE TIPO CORIOLIS
DE LA ESTACIÓN “SANSAHUARI”, EN SISTEMAS DE MEDICIÓN DE
HIDROCARBUROS
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Erika Viviana López Cushicagua
TUTOR:
Ing. Héctor Isaac Marcial Borja
Julio, 2018
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
La presente tesis se la dedico a mis padres Rodrigo y Marcia quienes fueron mi apoyo
incondicional, quienes me alentaron para seguir adelante, quienes estuvieron ahí en los
momentos más difíciles de toda mi vida, a ellos que a pesar de los tropezones que tuve
durante mi etapa académica me estuvieron brindando su cariño y motivación para poder
seguir adelante.
A mis hermanas y a mi esposo, por su compresión, por su confianza, por estar a mi
lado brindándome palabras de aliento, y a mi hija Rafaella, por ser mi fuente de inspiración,
el motor de mi vida, la que de alguna manera logra ponerme de pie y seguir adelante cada
día.
Erika Viviana
iii
AGRADECIMIENTO
En primer lugar doy gracias a Dios por permitirme culminar esta etapa tan
importante de mi vida, y a toda mi familia por siempre estar conmigo.
También quiero agradecer a mis tutores, al Ing. William Peña y al Ing. Héctor
Marcial por su asesoría para la realización de este proyecto, además de su colaboración, su
tiempo y su apoyo dedicado a lo largo de este proceso.
A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, especialmente a la
Dirección de Regulación y Normativa, en donde tuve la oportunidad de realizar mis
prácticas pre profesionales y mi proyecto de tesis.
Y finalmente a la Facultad de Ingeniería en Petróleos de tan prestigiosa institución,
como es la Universidad Central del Ecuador, así como también a los diferentes profesores
que impartieron sus conocimientos durante toda la carrera.
iv
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Erika Viviana López Cushicagua en calidad de autor y titular de los derechos
morales y patrimoniales del trabajo de titulación “ESTUDIO COMPARATIVO ENTRE
MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO
N°2 LUMBAQUI, Y MEDIDORES DE TIPO CORIOLIS DE LA ESTACIÓN
SANSAHUARI EN SISTEMAS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS”, modalidad
ESTUDIO TÉCNICO de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA
ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,
concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible
y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos.
Conservamos a mi/nuestro favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la
normativa citada.
Asimismo, autorizo/autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice
la digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de
conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma
de expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de
toda responsabilidad.
Erika Viviana López Cushicagua
CC. 172455732-5
E-mail: [email protected]
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización
del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO COMPARATIVO ENTRE
MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO
N°2 LUMBAQUI, Y MEDIDORES DE TIPO CORIOLIS DE LA ESTACIÓN
SANSAHUARI EN SISTEMAS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS”, presentado
por la Srta. Erika Viviana López Cushicagua para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,
considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y
presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes
En la ciudad de Quito a los 25 días del mes de junio de 2018.
Ing. Héctor Isaac Marcial Borja
C.I. 171055054-0
TUTOR
vi
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al
título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ESTUDIO
COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO DE LA
ESTACIÓN N°2 LUMBAQUI” Y MEDIDORES DE TIPO CORIOLIS DE LA
ESTACIÓN SANSAHUARI, EN SISTEMAS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS”
es original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de
calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado
de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información
consultadas.
Erika Viviana López Cushicagua Ing. Héctor Isaac Marcial Borja
C.I: 172455732-5 C.I: 171055054-0
AUTOR TUTOR
vii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULLATAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TRIBUNAL
El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:
“ESTUDIO COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO
POSITIVO DE LA ESTACIÓN N°2 LUMBAQUI” Y MEDIDORES DE TIPO
CORIOLIS DE LA ESTACIÓN SANSAHUARI, EN SISTEMAS DE MEDICIÓN DE
HIDROCARBUROS”, preparada por la señorita Erika Viviana López Cushicagua, egresada
de la Carrera de Ingeniería de petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido revisado,
verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y autentico
del autor
En la ciudad de Quito DM a los 26 días del mes de julio de 2018.
Ing. Atahualpa Mantilla
DELEGADO DEL SUBDECANO
Ing. Nelson Suquilanda Ing. Javier Romo
MIEMBRO MIEMBRO
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ........................................................................................................................ ii
AGRADECIMIENTO .............................................................................................................. iii
ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................................. viii
ÍNDICE DE FIGURAS............................................................................................................ xii
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................ xiv
ÍNDICE DE ANEXOS ............................................................................................................ xv
RESUMEN ............................................................................................................................. xvi
ABSTRACT ........................................................................................................................... xvii
CAPÍTULO I ............................................................................................................................. 1
1.1 Introducción. ................................................................................................................. 1
1.2 Planteamiento del problema.......................................................................................... 2
1.3 Objetivos ....................................................................................................................... 2
1.3.1 Objetivo general .................................................................................................. 2
1.3.2 Objetivos específicos .......................................................................................... 2
1.4 Justificación e importancia. .......................................................................................... 3
1.5 Entorno del estudio ....................................................................................................... 3
1.5.1 Marco institucional ............................................................................................. 4
1.5.2 Marco ético: ........................................................................................................ 5
1.5.3 Marco legal: ........................................................................................................ 5
CAPÍTULO II ............................................................................................................................ 8
2.1 Descripción del área de estudio .................................................................................... 8
2.1.1 Ubicación geográfica de la estación N°2 “Lumbaqui” ....................................... 8
ix
2.1.2 Estructura en la estación Lumbaqui .................................................................... 9
2.1.3 Ubicación geográfica de la estación “Sansahuari” ........................................... 10
2.1.4 Estructura de la estación Sansahuari ................................................................. 12
2.2 Marco teórico .............................................................................................................. 18
2.2.1 Medición ........................................................................................................... 18
2.2.2 Instrumentos de medición de flujo ................................................................... 21
2.2.3 Medidores de desplazamiento positivo ............................................................. 22
2.2.4 Medidores coriolis ............................................................................................ 28
2.2.5 Consideraciones importantes para la selección del medidor ................................... 36
Marco Legal - Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas ................................. 37
Marco normativo ....................................................................................................... 38
2.2.6 Características técnicas ............................................................................................ 39
Error de medición ...................................................................................................... 40
Rango de flujo ............................................................................................................ 40
Tipos de fluido y propiedades.................................................................................... 41
Temperatura ............................................................................................................... 42
Exactitud .................................................................................................................... 42
Capacidades de medición .......................................................................................... 43
Viscosidad del fluido ................................................................................................. 43
Rangeabilidad ............................................................................................................ 43
Incertidumbre ............................................................................................................. 44
x
Repetibilidad .............................................................................................................. 44
Linealidad .................................................................................................................. 44
Trazabilidad ............................................................................................................... 45
Confiabilidad ............................................................................................................. 45
2.2.5 Consideraciones operativas...................................................................................... 45
Desgaste en los medidores ......................................................................................... 46
Mantenimiento de los equipos ................................................................................... 46
Calibración de medidores de fluido ........................................................................... 47
Verificación en campo ............................................................................................... 48
CAPÍTULO III ......................................................................................................................... 53
3.1 Tipo de estudio............................................................................................................ 53
3.2 Universo y muestra ..................................................................................................... 53
3.2.1 Especificaciones técnicas del medidor de flujo de tipo coriolis ....................... 54
3.2.2 Especificaciones técnicas del medidor de flujo de desplazamiento positivo ... 54
3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos: ............................................................. 55
3.4 Procesamiento y análisis de información.................................................................... 56
CAPÍTULO IV......................................................................................................................... 61
4.1 Análisis técnico comparativo entre los medidores de desplazamiento positivo y los de
tipo coriolis. ............................................................................................................... 61
4.1.1 Análisis comparativo de características técnicas .............................................. 61
4.1.2 Análisis comparativo de exactitud e incertidumbre entre el medidor de
desplazamiento positivo y el medidor de tipo coriolis .............................................. 63
xi
4.1.3 Análisis comparativo de precisión .................................................................... 65
4.1.4 Análisis comparativo de operación ................................................................... 68
4.1.5 Características de los fluidos fiscalizados en las estaciones de Lumbaqui y
Sansahuari .................................................................................................................. 70
Caudales y propiedades de los fluidos en la estación de Lumbaqui .......................... 71
Caudales y propiedades de los fluidos en la estación de Sansahuari ......................... 71
4.1.6 Análisis comparativo de costos ........................................................................ 72
4.1.7 Análisis de costos de pérdidas totales. .............................................................. 75
CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 78
5.1 Conclusiones ............................................................................................................... 78
5.2 Recomendaciones ....................................................................................................... 79
5.3 Bibliografía ................................................................................................................ 81
GLOSARIO DE TÉRMINOS.................................................................................................. 84
ANEXOS ................................................................................................................................. 86
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación de la estación de bombeo Lumbaqui ............................................. 8
Figura 2. Estación de bombeo Lumbaqui. .................................................................... 10
Figura 3. Ubicación geográfica de la estación Sansahuari ........................................... 11
Figura 4. Proceso en una estación de producción. ........................................................ 12
Figura 5. Unidad LACT en la estación Sansahuari. ..................................................... 13
Figura 6. Esquema de un sistema LACT ...................................................................... 14
Figura 7. Partes de una unidad LACT. ......................................................................... 17
Figura 8. Clasificación en la medición de hidrocarburos ............................................. 20
Figura 9. Clasificación de medidores Volumétricos .................................................... 22
Figura 10. Medidor de desplazamiento positivo. ......................................................... 23
Figura 11. Partes de un medidor de desplazamiento positivo ...................................... 24
Figura 12. Partes de un medidor de desplazamiento positivo ...................................... 24
Figura 13. Principio de un medidor de DP de alabes giratorios. .................................. 25
Figura 14. Clasificación de los medidores másicos ...................................................... 28
Figura 15. Medidor coriolis .......................................................................................... 29
Figura 16. Condiciones en las que aparece la fuerza Coriolis ...................................... 29
Figura 17. Efecto de la fuerza coriolis .......................................................................... 30
Figura 18. Partes de un medidor de caudal tipo coriolis .............................................. 32
Figura 19. Principio de operación de un medidor coriolis ........................................... 33
Figura 20. Diferencia de fase en curvas sinusoidales ................................................... 34
Figura 21. Diagrama de instalación medidor coriolis .................................................. 35
Figura 22. Montaje de orientación del medidor coriolis .............................................. 36
Figura 23. Montaje de orientación del medidor coriolis .............................................. 36
Figura 24. Ejemplo de linealidad .................................................................................. 45
xiii
Figura 25. Proceso de calibración de un medidor de desplazamiento positivo ............ 47
Figura 26. Probador bidireccional en la estación Sansahuari ....................................... 49
Figura 27. Probador bidireccional ................................................................................ 50
Figura 28. Probador unidireccional .............................................................................. 51
Figura 29. Proceso de obtención de información para el análisis Cualitativo .............. 60
Figura 30. Gráfico comparativo del comportamiento del factor del medidor .............. 67
Figura 31. Gráfico comparativo en porcentajes de las características de diseño y
operación ...................................................................................................................... 69
Figura 32. Rango de viscosidad vs. Rata de flujo ........................................................ 71
Figura 33. Costos de los medidores Coriolis y de Desplazamiento Positivo ............... 74
Figura 34. Precio del petróleo mayo 2018 .................................................................... 76
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificación de hidrocarburos de acuerdo a la densidad °API ...................... 42
Tabla 2. Especificaciones medidor Coriolis ................................................................. 54
Tabla 3. Especificaciones medidor de Desplazamiento positivo ................................. 55
Tabla 4. Comparación de medidores según especificaciones del fabricante ................ 62
Tabla 5. Variables de exactitud entre el medidor coriolis y el medidor de desplazamiento
positivo ......................................................................................................................... 64
Tabla 6. Caudales vs Factores ...................................................................................... 66
Tabla 7. Comparación de características operativas de los medidores Coriolis y
medidores de Desplazamiento positivo ........................................................................ 68
Tabla 8. Propiedades de los fluidos en la estación Lumbaqui ...................................... 71
Tabla 9. Propiedades de los fluidos en la estación Sansahuari ..................................... 71
Tabla 10. Costos de los medidores ............................................................................... 73
Tabla 11. Costos acumulados de los medidores ........................................................... 74
Tabla 12. Precio crudo mayo 2018 ............................................................................... 76
Tabla 13. Costos de pérdidas teóricas .......................................................................... 77
Tabla 14. Costos de pérdidas reales .............................................................................. 77
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Ficha técnica del medidor de desplazamiento positivo ................................. 87
Anexo 2. Ficha técnica medidor de tipo coriolis .......................................................... 91
Anexo 3. Certificado de Calibración medidor Coriolis ............................................... 95
Anexo 4. Carta de trazabilidad, medidor Coriolis. ....................................................... 96
Anexo 5. Reporte de inspección, medidor de flujo de desplazamiento positivo .......... 97
Anexo 6. Carta de control estadístico, medidor de desplazamiento positivo ............... 98
Anexo 7. Prueba de desempeño del medidor de flujo de tipo Coriolis ........................ 99
Anexo 8. Carta de control estadístico, medidor de flujo de tipo Coriolis .................. 100
Anexo 9. Reporte mensual de producción fiscalizada de petróleo en la estación de
bombeo Lumbaqui ..................................................................................................... 101
Anexo 10. Reporte de producción de petróleo fiscalizado en la unidad LACT de la
estación Sansahuari .................................................................................................... 102
xvi
TEMA: “Estudio comparativo entre medidores de desplazamiento positivo de la
estación N°2 “Lumbaqui” y medidores de tipo coriolis de la estación “Sansahuari”, en sistemas
de medición de hidrocarburos”
Autor: Erika Viviana López Cushicagua
Tutor: Ing. Héctor Isaac Marcial Borja
RESUMEN
El presente trabajo fue realizado con el objetivo de proporcionar fundamentos técnicos
que permitan a las operadoras definir sobre futuras adquisiciones y selección del tipo de
medidor de flujo para la fiscalización, en la industria hidrocarburífera ecuatoriana. Se realizó
una comparación entre dos tipos de medidores de flujo de fluidos usados en las unidades
LACT, para procesos de transferencia de custodia.
Estos dos tipos de medidores son los de tipo Coriolis y los de desplazamiento positivo,
que se encuentran ubicados en las estaciones de Sansahuari y en la estación Lumbaqui
respectivamente, el trabajo se realizó en base al análisis de ciertos parámetros como son: la
exactitud, precisión, incertidumbre, características técnicas, características operativas y costos
económicos, para ello se usaron fichas técnicas de los dos sensores proporcionadas por los
fabricantes, junto con cartas de control donde se muestre las mediciones de caudal realizadas
con los dos sensores, que fueron proporcionados por la compañía MINGA-FUJISAN
SURVEY.
Una vez analizada y evaluada la información se obtuvo que los medidores de tipo
coriolis son la mejor alternativa para la medición fiscalizada de hidrocarburos, ya que presentan
mejores características técnicas, operativas y económicas, las cuales nos ayudaría a realizar
procesos de transferencia de crudo, de una manera más confiable y segura.
PALABRAS CLAVES: MEDIDORES CORIOLIS; MEDIDORES DE
DESPLAZAMIENTO POSITIVO; FISCALIZACIÓN DE CRUDO; UNIDADES LACT;
ESTACIÓN SANSAHUARI; ESTACIÓN LUMBAQUI.
xvii
TITLE: “Comparative study between positive displacement meters of station N° 2
“Lumbaqui” and coriolis meters of the “Sansahuari” station, in hydrocarbon measurement
systems”
Author: Erika Viviana López Cushicagua
Thesis supervisor: Ing. Héctor Isaac Marcial Borja
ABSTRACT
The present work was carried out with the objective of providing technical foundations
that allow the operators to define about future acquisitions and selection of the type of flow
meter for the control, in the Ecuadorian hydrocarbon industry. A comparison was made
between two types of fluid flow meters used in the LACT units, for custody transfer processes.
These two types of meters are those of the Coriolis type and those of positive
displacement, which are located at the Sansahuari and Lumbaqui stations respectively, the
work was carried out based on the analysis of certain parameters such as: accuracy, precision ,
uncertainty, technical characteristics, operating characteristics and economic costs, for this,
technical data sheets of the two sensors provided by the manufacturers were used, together with
control charts showing the flow measurements made with the two sensors, which were
provided by the MINGA- FUJISAN SURVEY company.
Once the information was analyzed and evaluated, it was obtained that the Coriolis type
meters are the best alternative for the controlled measurement of hydrocarbons, since they
present better technical, operational and economic characteristics, which would help us to carry
out oil transfer processes, a more reliable and safe way.
KEYWORDS: CORIOLIS METERS; POSITIVE DISPLACEMENT METERS;
CRUDE CONTROL; LACT UNITS; SANSAHUARI STATION; LUMBAQUI STATION.
xviii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
LACT: Lease Automatic Custody Transfer (Transferencia de Custodia Automática por
Concesión)
ACT: Transferencia Automática de Custodia
ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
RODA: Red de Oleoductos del Distrito Amazónico
API MPMS: Manual de normas para medición de petróleo publicada por el API
(Manaual of Petroleum Measurement Satandards)
API: American Petroleum Institute
ISO: Organización Internacional de Estandarización
ANSI: American National Standards Institute
ASTM: American Society of Testing
OIML: Organización Internacional de Metrología Legal
GUM: Guía para la Expresión de la Incertidumbre de Medida
%BSW: porcentaje de agua y sedimentos
Hz: Hertz, unidad de frecuencia
Qmáx: caudal máximo
Qmín: caudal mínimo
B/h: barriles por hora
GPM: galones por minuto
µo: viscosidad cinemática del fluido
Cst: centistoke
°F: grado Fahrenheit
k: factor de cobertura
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
Este capítulo contiene una introducción sobre el proyecto de tesis, el planteamiento del
problema, se incluyen los objetivos específicos, la importancia que representa en la industria
del petróleo y la justificación por el cual se está realizando el proyecto, finalmente el entorno
del estudio el cual comprende el marco institucional, ético y legal.
1.1 Introducción.
En el Ecuador el petróleo es un recurso natural muy importante ya que representa una
fuente significativa de ingresos económicos para el país. Las mediciones de volumen de fluidos
hidrocarburíferos toman gran importancia en actividades de transferencia de custodia, es un
proceso en donde se requiere una correcta medición, ya que cada volumen de fluido representa
un valor económico.
La cantidad de fluido en el proceso de transferencia de custodia debe ser medido de
manera segura y confiable, ya que si se realiza una mala medición podría perjudicar a una de
las partes involucradas, por lo que para la medición se deben seleccionar una metodología
confiable, que genere una mayor exactitud en la medición de volumen, de manera que no
existan perdidas económicas y brinden la menor incertidumbre posible en las mediciones
Este trabajo se centrará en un estudio comparativo entre los medidores de
desplazamiento positivo y medidores de tipo coriolis, para demostrar cual es el método más
eficaz para la cuantificación de fluidos, que permita mejorar la precisión, exactitud en las
mediciones, disminuir las pérdidas y obtener mayor seguridad. Además se brindarán
argumentos suficientes para establecer cuál es la mejor metodología para la medición de flujo
de fluidos en los sistemas de transferencia de custodia de hidrocarburos.
2
1.2 Planteamiento del problema.
Para la comparación, tomaremos un medidor de desplazamiento positivo que se
encuentra ubicado en la estación de bombeo N°2 “Lumbaqui”, el cual permite mediciones
volumétricas.
Y el medidor tipo coriolis ubicado en el sistema de medición de una Unidad LACT
(Lease Automatic Custodie Transferer) en la estación Sansahuari en Cuyabeno, en el que se
puede medir caudales másicos y volumétricos. En la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburifero (ARCH) no se dispone de un estudio comparativo de estas dos tecnologías;
lo que ha provocado que las compañías operadoras en su decisión de escoger un tipo de medidor
se han basado principalmente en el precio de los equipos, y no en las características técnicas y
confiabilidad que presenta el medidor.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo general
Brindar fundamentos técnicos que permitan a las operadoras definir sobre futuras
adquisiciones y selección del tipo de medidor de flujo para la fiscalización, en la industria
hidrocarburífera ecuatoriana.
1.3.2 Objetivos específicos
Describir las características técnicas de los medidores de desplazamiento
positivo y de tipo coriolis, que se encuentra en la estaciones de fiscalización de
crudo: Lumbaqui y Sansahuari respectivamente.
Tabular datos de pruebas técnicas realizadas con el medidor de desplazamiento
positivo de la estación Lumbaqui y el medidor de tipo coriolis de la estación
Sansahuari.
Evaluar parámetros técnicos como exactitud, repetibilidad, incertidumbre y
precisión, que presenta cada medidor en las pruebas realizadas.
3
Realizar la comparación de características técnicas y de operación de cada uno
de los medidores en estudio.
Realizar un análisis comparativo de costos de operación entre los dos tipos de
medidores usados en las unidades LACT.
1.4 Justificación e importancia.
Los puntos de fiscalización, tiene equipos de medición que se convierten en las cajas
registradoras para las respectivas cancelaciones del producto que se entrega o recibe, por lo
que son equipos importantes para la operación de las empresas operadoras en el país. Un equipo
de medición adecuado y confiable para cuantificar los fluidos en el proceso de traspaso de
hidrocarburos permite tener mayor seguridad y precisión en las mediciones, con el fin de evitar
altas pérdidas económicas por un error en el proceso de transferencia de crudo la cual podría
perjudicar a las partes involucradas en estas actividades.
Este estudio se basa en la comparación de los dos tipos de medidores mencionados,
tomando en cuenta factores como características técnicas, características operativas, y costos
económicos durante el proceso de medición. Por esta razón es necesario un estudio que
demuestre que existen métodos de medición que arrojan resultados con el menor error y menor
incertidumbre posible.
Con este estudio se podrá determinar cuál es el mejor equipo de medición. Además la
ARCH tendrá los fundamentos necesarios para promover el uso de los medidores más
eficientes y exactos, y las operadoras tendrán una guía para poder tomar la decisión de compra.
1.5 Entorno del estudio
El estudio incluye el marco institucional, ético y legal, en el cual constan todas las
instituciones que colaboraron para la realización de este proyecto, los principios éticos y
morales respecto a la obtención de la información y la normativa relacionada al proceso de
titulación que debe ser aplicada.
4
1.5.1 Marco institucional
El estudio planteado es realizado como requisito para obtener el título de Ingeniero en
Petróleos, a través de la Universidad Central del Ecuador, en la facultad de Ingeniería en
Geología Minas Petróleos y Ambiental, carrera de Ingeniería en Petróleos, y con la información
proporcionada tanto por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, así como por
las empresas MINGA y FUJISAN SURVEY.
Universidad Central del Ecuador
La Universidad Central del Ecuador es una de las mejores universidades públicas del
país, ya que cuenta con un alto nivel educativo que ayuda en la formación y desarrollo
académico de los estudiantes así como también provee los conocimientos necesarios para
generar profesionales competentes, responsables, con valores y principios éticos.
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Es una Facultad de la Universidad Central del Ecuador, que cuenta con la carrera de
Ingeniería en Petróleos, que se encarga de proporcionar al estudiante los conocimientos
necesarios con el objetivo de generar Ingenieros competentes, que puedan manejar y/o
controlar problemas las operaciones de la industria hidrocarburífera.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
La Agencia de Regulación y Control de hidrocarburos es la institución encargada del
control de la cantidad y calidad de los procesos relacionados con las actividades
hidrocarburíferas, cuenta con la dirección de regulación y normativa de hidrocarburos, que es
la encargada de crear o reformar las normas y capaz de tomar acciones correctivas si se verifica
alguna anomalía en las operaciones hidrocarburíferas
La ARCH mediante el convenio con la Universidad Central del Ecuador se ha
convertido en un mecanismo de cooperación interinstitucional en actividades de investigación,
estudios y capacitación para mejorar las capacidades y habilidades de los estudiantes.
5
1.5.2 Marco ético:
El presente estudio se realizará cumpliendo principios éticos, como es el uso adecuado
de la información, así como también se mantendrá la originalidad y responsabilidad en el
desarrollo de este proyecto, y se aportará con los resultados obtenidos como una guía para
estudios e investigaciones permanentes.
1.5.3 Marco legal:
El presente Trabajo de Titulación se realiza en cumplimiento de la normativa vigente
relacionada con los procesos de Titulación en la Educación Superior.
Constitución de la República del Ecuador
Art. 350.- El Sistema de Educación Superior tiene como finalidad la formación
académica y profesional con visión científica y humanista; la investigación científica y
tecnológica; la innovación, promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la
construcción de 6 soluciones para los problemas del país, en relación con los objetivos del
régimen de desarrollo (Constitución de la República del Ecuador, 2008, pág. 157).
Ley Orgánica de Educación Superior
Art. 123.- Reglamento sobre el Régimen Académico. - El Consejo de Educación
Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados
académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos
relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad
estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o investigadoras (Ley Orgánica de
Educación Superior, 2010, pág. 21).
Art. 144.- Tesis Digitalizadas. - Todas las instituciones de educación superior estarán
obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos de grado
y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de Información de la
6
Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor (Ley
Orgánica de Educación Superior, 2010, pág. 23).
Reglamento de Régimen Académico
El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de
titulación se establece que:
Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y
sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de fin
de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos académicos,
etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o intervención,
análisis de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas,
productos o presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de negocios.
Emprendimientos, 7 proyectos técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel
de complejidad (Consejo de Educación Superior, 2013, pág. 13).
Estatuto universitario
Art.212. El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para
la obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos
pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de
fin de carrera. Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional
universitario de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de
investigación conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con
características de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación, recursos,
tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art. 37 del Reglamento
Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación Superior (Estatuto
Universidad Central del Ecuador, 2010, pág. 181).
7
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio
Técnico y dice:
Estudios Técnicos
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,
referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y
cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,
evaluaciones económicas y valoración de los resultados (Carrera de Ingeniería de Petróleos,
2017, pág. 5).
8
CAPÍTULO II
2.1 Descripción del área de estudio
En esta sección se describe estructural y geográfica el área de estudio, de las dos
estaciones de transferencia de custodia: la estación de producción Sansahuari, en la que se
encuentra instalado el medidor coriolis; y la estación de bombeo Lumbaqui, que presenta el
medidor de desplazamiento positivo.
2.1.1 Ubicación geográfica de la estación N°2 “Lumbaqui”
La estación de bombeo N°2, Lumbaqui se encuentra situada en el cantón Gonzalo
Pizarro, en la provincia de Sucumbíos, a 66 570 m de la vía Lago Agrio-Quito.
Figura 1. Ubicación de la estación de bombeo Lumbaqui
Fuente: Gerencia de Oleoducto (2013)
El crudo proveniente de la Estación N°1 Lago Agrio, es transportado por medio del
SOTE (Sistema de Oleoducto Transecuatoriano) el cual posee una tubería de 26”, para después
llegar a la estación de bombeo de Lumbaqui con una presión de ±100 psi. El crudo pasa a las
líneas del manifold para luego ser ingresado a las unidades de bombeo, el cual descarga un
caudal de 15000 barriles por hora y con una presión de 1500 psi aproximadamente, hacia la
estación N°3 de “El Salado”.
La estación Lumbaqui es la encargada de coordinar conjuntamente con la estación Lago
Agrio, la inyección de una producción de 85 000 BPPD de 31,1 °API en el kilómetro 51,
perteneciente a la compañía TECPEC. También se encarga de la inyección de 39 000 BPPD a
9
la estación Baeza con un °API de 19,1 las cuales pertenecen a la producción del Bloque 10 en
el kilómetro 151. La función principal de la estación de bombeo es la de recibir o receptar el
crudo, y proporcionar presión, para que fluya con suficiente energía hacia la siguiente estación.
Actualmente en las estaciones de bombeo que conforman el SOTE, son: Lago Agrio,
Lumbaqui, El Salado, Baeza, Papallacta y Quinindé, cuentan con 7 unidades de bombeo cada
una, conectadas en paralelo, además cuentan con una serie de equipos los cuales se muestran a
continuación.
2.1.2 Estructura en la estación Lumbaqui
La estación Lumbaqui cuenta con una variedad de equipos, que ayudan en las
operaciones que se realizan, las cuales detallaremos a continuación:
Tubería principal y manifold de válvulas succión y descarga: Cuenta con una tubería entre
Lago Agrio y Lumbaqui, con un diámetro de 26”, una longitud de 66,57 km y una capacidad
de 133 981,22 barriles.
Tanques de almacenamiento: Un tanque de almacenamiento de una capacidad de 10 mil
barriles para combustible de los motores ALCO, y otro de 2000 barriles para alivio de presión.
Sala de máquinas principal: En donde existen 7 bombas principales UCP (unidad de bombas
centrífugas) que están acopladas a un motor de 16 cilindros en paralelo, con una capacidad de
2500 hp y están interconectadas para bombear por el SOTE.
Sala de control: Es donde operan remotamente todos los sistemas instalados
Generadores: Es el sistema de generación eléctrica que cuenta con una potencia de 1 320 KVA
de 80 voltios.
Sistema de comunicaciones: Es el sistema de alta tecnología y comunicación.
Compresores: Donde se encuentra el sistema de compresión y acumulación de aire para
controles.
10
Skit de medición: el cual consta de un medidor de flujo de desplazamiento positivo, con las
siguientes características: modelo F4-S1, con un tamaño de 4”, de marca SMITH METER, de
serie N° AK-09976. Este instrumento se ha mantenido en operación durante aproximadamente
10 años, y es uno de los medidores más conocidos actualmente por las operadoras en los
procesos de medición de flujo.
Figura 2. Estación de bombeo Lumbaqui.
Fuente: (Morocho, 2010)
2.1.3 Ubicación geográfica de la estación “Sansahuari”
La estación de Producción Sansahuari se encuentra ubicado al Noreste de la provincia
de Sucumbíos, en la región Amazónica, pertenece a la compañía estatal Petroamazonas.
11
Figura 3. Ubicación geográfica de la estación Sansahuari
Fuente: Archivo Petroproducción
Es el punto donde se recibe la producción de petróleo de todo el campo, es decir no solo
recibe el crudo de las estaciones de flujo del área sino también de los pozos cercanos a ella para
luego ser fiscalizada, antes de ser bombeada al patio de tanques. La función principal es el
tratamiento final que se realiza al crudo, que cumpla con las especificaciones de calidad,
también es la encargada de manejar y/o disponer el crudo, agua y gas que producen 8 pozos
productores activos.
Actualmente en la estación Sansahuari, existen 9 pozos productores activos de los cuales
8 producen por bombeo hidraúlico y uno por bombeo electrosumergible, también cuenta con 2
pozos inyectores y 4 que se encuentran cerrados. Maneja una producción de 2640,3 barriles
por día de petróleo con un API de 24,7. El crudo proveniente de los diferentes pozos al llegar
a la estación de producción sigue varios procesos, los cuales se detallaran mejor a continuación:
La primera etapa es la de captación del crudo que consiste en recolectar toda la
producción de los 9 pozos productores existentes en el área, la cual es transportada por tuberías
que van desde el pozo hacia la estación de flujo respectiva. Para seguir a la etapa de separación
en la que una vez recolectado el petróleo crudo o en solución, es sometido a una separación
12
líquido - gas dentro de un separador, la cual ocurre a distintos niveles de presión y temperatura
según el pozo de donde proviene, luego sigue a la fase de depuración en donde se recolecta los
restos de petróleo en suspensión que no se pudieron atrapar en el separador, y eliminan
impurezas que se encuentran en el gas como el H2S y CO2.
Una vez separado el crudo del agua se realiza la medición de fluidos y el procesamiento
de datos, para obtener la producción total de la estación o la producción de cada pozo y diseñar
las facilidades de producción dependiendo de las características del crudo. Continuado con la
deshidratación y transferencia del petróleo hacia el sistema de tanques, donde es almacenado
para luego ser enviados a la unidad LACT y a Lago Terminal en la cual se mide el volumen de
petróleo que ha sido bombeado, antes de entrar al oleoducto.
Figura 4. Proceso en una estación de producción.
Fuente: (Villarreal, 2013)
2.1.4 Estructura de la estación Sansahuari
A continuación se describe las parte principales de la estación Sansahuari.
Sistema de bombeo para transferencia de crudo
El sistema de transferencia de crudo está constituido por un pulmón con tres bombas
Booster de tipo centrífuga, dos medidores de desplazamiento positivo de 600 GPM de
13
capacidad. El petróleo es enviado por medio de las bombas Booster a los tanques de la estación
Cuyabeno, por medio de un oleoducto de 11.3 km de longitud.
Unidad Lact o de transferencia de custodia
Figura 5. Unidad LACT en la estación Sansahuari.
Elaborado por Erika López
Otro de los sistemas que conforman la estación de producción es la unidad LACT, el
cual recibe el crudo almacenado en el tanque de surgencia, para luego ser transferido, medido
y fiscalizado, antes de ser enviado al Oleoducto
Las unidades Lact (Lease Automatic Custody Transfer) son sistemas integrados por
una serie de elementos, montadas sobre un patín, que sirven para medir controlar y registrar de
forma automática la cantidad y calidad de volumen de los hidrocarburos, en el proceso de
transferencia de custodia, según un contrato establecido entre las partes. (Urgell, 2016)
14
Figura 6. Esquema de un sistema LACT
Fuente: (Luis Carlos Nuñez Prieto, 2010)
Transferencia de custodia
Durante los diferentes procesos por las cuales pasan los fluidos hidrocarburíferos para
llegar a los consumidores, pueden existir algunos cambios como es el propietario de dicho
producto, es decir el intercambio de una cantidad de fluidos o productos de una entidad a otra.
“La transferencia de custodia es el traspaso de responsabilidad durante el
almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petróleo líquido.
Cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición errónea es la responsabilidad de la
compañía operadora del oleoducto”, (Ludeña, 2010) pág. 24
La transferencia de custodia puede presentarse en el proceso de transformación del
petróleo crudo y gas natural a productos derivados, es decir, desde el momento que se extrae a
la superficie en la etapa de distribución y transporte hasta la etapa final, que es la llegada a los
usuarios. A continuación se muestran algunos puntos en donde se puede dar la transferencia de
custodia.
Inyección del crudo al oleoducto por el productor
Almacenamiento del crudo en una refinería
Inyección de un producto refinado al oleoducto
15
Entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para venta.
Movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite jurisdiccional.
Las mediciones deben ser lo más exactas posibles ya que de esto depende el valor
económico por cada volumen de fluido transferido, además se obtendrá mayor confiabilidad y
seguridad durante la medición. Para cumplir las necesidades de exactitud y precisión de las
partes involucradas en los sistemas de medición de transferencia de custodia, se debe verificar
los estándares y reglamentos de regulación vigentes
Para la cuantificación de volúmenes de fluidos es necesario hacer uso de los
componentes del sistema de medición. Es un conjunto completo de instrumentos de medición
y otros equipos ensamblados para ejecutar funciones específicas, y que sirven de base para
transacción comercial, industrial o de servicios.
Entre los instrumentos de medición más importantes, tenemos a los medidores
volumétricos tipo Turbina, de Desplazamiento Positivo, Ultrasónicos y los medidores másicos
Coriolis. Los medidores ultrasónicos no están dentro de los equipos oficializados por el API,
para la transferencia de custodia, solo son permitidos para mediciones internas en la industria.
Equipos de una unidad de medición LACT
Entre los componentes principales mencionaremos los siguientes:
Tanques de almacenamiento: almacenan el petróleo depurado hasta que es transferido a la
unidad LACT.
Tablero de control: es el centro de operaciones de la unidad LACT, inicia el flujo cuando recibe
la señal del sensor del tanque de surgencia. Suspende el flujo cuando lo es necesario, es decir
si existen fallas o cuando el nivel de volumen es bajo o alto.
Bomba: es el equipo que succiona el líquido de los tanques y mantiene la unidad con una
presión constante, pueden ser centrífugas o de desplazamiento positivo.
16
Filtro: es un elemento que elimina las partículas grandes de desechos que pudieran existir en
el tanque de almacenamiento, se encuentra cerca de los tanques, puede eliminar desechos como
costras, esquirlas de soldadura, arena, piedrecillas, entre otras.
Eliminador de aire: es aquel que elimina el aire, extrae el gas que pudiera existir en el petróleo,
ya que pueden ocasionar cavitaciones en la bomba, y no se logre tomar muestras representativas
Sonda y monitor de sedimentos básicos y agua: su función es detectar el contenido de
sedimentos básicos y agua en el petróleo.
Válvula de derivación: se encarga de dirigir el flujo dependiendo las señales que emite el
monitor de sedimentos básicos y agua, si exceden las cantidades permitidas puede dirigirlo de
regreso al sistema de tratamiento para reprocesarlo o caso contrario dirigirlo hacia el medidor.
Sistema de muestreo: este sistema consta de una soda de muestreo, un regulador del volumen
de la muestra, u receptáculo de muestras o cubeta y una bomba de circulación.
Dispositivo medidor: es el elemento principal, los medidores más usados son los de
desplazamiento positivo, sin embargo se usan también medidores de turbina o coriolis, estos
medirán el volumen de líquido que se entregará a la línea central del SOTE.
Conexión de circuito para el probador: es un elemento que se encarga de mantener la precisión
del medidor de la unidad LACT, constan de dos conexiones: una válvula de bloqueo y otra de
purga, las cuales facilitan el acceso para la prueba del medidor.
Válvula de contrapresión: esta válvula se encarga de controlar el régimen de flujo a través de
la unidad.
17
Figura 7. Partes de una unidad LACT.
Fuente: (Luis Carlos Nuñez Prieto, 2010)
Medidor de flujo: La estación de producción en Sansahuari cuenta con un medidor Coriolis,
con las siguientes características: modelo CMF400, tamaño de 4”, de marca MICROMOTION,
cuenta con un medidor FE/FIT-002, el cual mide el gasto másico de fluido que circula por el
sistema de transferencia de custodia.
Todos los elementos que conforman una unidad LACT deben estar diseñados,
instalados y equipados de conformidad con las normas API MPMS (14), en las cuales también
se describe detalladamente el diseño operación y mantenimiento de las mismas.
Debido a los avances tecnológicos se han presentado una variedad de medidores en el
mercado de la industria hidrocarburífera, nuevos diseños, tipos, con mayor más precisión por
lo que es necesario comparar los dos equipos en estudio, en cuanto a su confiabilidad y
características técnicas en los procesos de medición de volumen de fluidos, sabiendo que uno
de los medidores ha sido uno de los más usados durante muchos años, mientras el otro es una
nueva tecnología que está siendo incorporado en la industria recientemente.
18
2.2 Marco teórico
Se realizó la recopilación de información necesaria que nos ayudará a conceptualizar el
tema propuesto en este proyecto de investigación, se empezará por explicar que es la medición.
Se detallaran los tipos de medición de flujo volumétrico y la medición de flujo másico, con su
respectiva clasificación, dentro de los cuales nos centraremos en los medidores de
desplazamiento positivo y los de tipo coriolis.
2.2.1 Medición
Es el término que resulta de la acción de medir, este proviene de latín metiri que
significa comparar. Esta comparación es realizada entre magnitudes relacionadas, es decir
comparar una cantidad desconocida la cual se quiere determinar, y otra conocida que elegimos
como patrón. Por lo tanto la medición consiste en comparar cuantitativamente una variable de
un objeto con un patrón de medida pre-establecido, aceptado y universalmente conocido. (Gil,
2016)
Actualmente se ha establecido un interés por las mediciones de flujo en la industria
petrolera, con el objetivo de obtener cantidades exactas para monitorear y mejorar la eficiencia
en los procesos de transferencia de los productos hidrocarburíferos. Para ello se ha desarrollado
una variedad de instrumentos como son los medidores de flujo, y gracias a los avances
tecnológicos, se está implementando o mejorando para satisfacer los procesos de las diferentes
operadoras y/o compañías que requieren de estos equipos.
Importancia de la medición de flujo de hidrocarburos.
La medición del volumen de fluidos es un factor relevante en la industria del petróleo,
se necesita un monitoreo y control en los procesos de transferencia de productos por tener un
alto valor económico, como son los hidrocarburos.
19
Es necesario que los volúmenes de líquido sean contabilizados y fiscalizados lo más
exacto posible, para asegurar la equidad y satisfacción entre los compradores y vendedores. Es
decir, para que las mediciones puedan llevarse a cabo de manera correcta, los medidores de
flujo, deben contar con ciertas características metrológicas que se adapten a las necesidades del
cliente y cumplan con los estándares de exactitud y confiabilidad.
Tipos de medición de flujo.
Existen dos tipos, la medición estática y dinámica, y serán detalladas a continuación:
1. Medición estática
La medición estática es aquella que consiste en cuantificar la cantidad exacta del nivel
o volumen de líquido que se encuentra recolectado en un tanque de almacenamiento, este
proceso se puede realizar de dos formas: la medición manual y medición automática
2. Medición dinámica
Es un proceso que consiste en la determinación de la cantidad o volumen de fluido que
circula por medio de dispositivos o equipos mecánicos, electromecánicos o electrónicos,
instalados en línea, como tuberías para el transporte de hidrocarburos. Este proceso se realiza
ya sea para control de procesos, transporte de una estación a otra, o en procesos de transferencia
de custodia.
Uno de los dispositivos de medición son los medidores de flujo, que corresponden a
equipos para medir hidrocarburos en dos estados, y se dividen de acuerdo a las fases que
presentan, las cuales son:
20
Figura 8. Clasificación en la medición de hidrocarburos
Elaborado por Erika López
Flujo monofásico
Es el movimiento concurrente de una sola fase líquida, petróleo, agua o de gas que pasa
a través de una tubería.
Flujo multifásico
Es el movimiento simultáneo en tuberías o ductos para dos fases: líquida (petróleo y
agua) y gaseosa, el flujo puede desplazarse en cualquier dirección, y los líquidos pueden o no
estar formando una emulsión. El líquido y el gas pueden coexistir como una mezcla homogénea
o el líquido puede presentarse en forma de tapones empujados por el gas. Otra posibilidad es
que tanto el líquido como el gas fluyan paralelamente o se presenten en otro modelo de
combinación de flujo.
Sistema de medición de flujo dinámico
Un sistema de medición de hidrocarburos es un conjunto de varios elementos de
medición, que ha sido diseñado para el registro de una cantidad de volumen de fluido que pasa
a través de ellos, y son usados para certificar los volúmenes de producto que se recibe y se
entrega en custodia, ya sea para procesarlos o transportarlos por medio del uso de medidores
instalados en línea. Su diseño debe cumplir con los estándares internacionales, así como
también los medidores, equipos, accesorios e instrumentos adicionales que conforman el
Med
ició
n d
e h
idro
carb
uro
sEstática
Dinámica
Flujo multifásico
Flujo monofásico
Líquidos
Gases
21
sistema. En general estos sistemas están constituidos por varios elementos entre ellos se
encuentran: dispositivos primarios, secundarios y terciarios.
Dispositivos primarios: son aquellos que convierten el caudal que atraviesa por el medidor en
una señal medible
Dispositivos secundarios: son aquellos que miden señales de presión, temperatura, densidad
entre otras, en la entrada del fluido, que son procesadas y enviadas a los computadores para su
interpretación.
Dispositivos terciarios: lo conforman los computadores de flujo, los cuales receptan la
información enviadas desde los transmisores.
Tipos de medición de flujo dinámico
Existen dos grandes grupos de medición dinámica que son el tipo volumétrico y los de
tipo másico, cada uno con una clasificación de medidores de acuerdo a su principio de
operación.
Medición de flujo volumétrico
En la medición de flujo volumétrico se mide de forma directa, el gasto en volumen que
pasa a través de una tubería por un tiempo determinado. Entre este tipo de medidores tenemos
los más usados que son los de desplazamiento positivo
Medición de flujo másico
En la medición de flujo másico se mide la masa directamente, usando las características
medibles de la masa del fluido, se puede utilizar también la medición volumétrica,
compensándola por las variaciones de densidad del fluido.
2.2.2 Instrumentos de medición de flujo
Para contabilizar el caudal de fluido se usan los medidores de flujo, que de acuerdo al
principio de operación y de forma general se pueden clasificar en medidores de flujo
volumétrico y medidores de flujo másico.
22
Clasificación de medidores de flujo volumétricos
Los medidores volumétricos se clasifican de acuerdo a la medición que se realiza ya sea
directa o indirectamente, dentro de cada grupo existe una subdivisión la cual se muestra en la
figura 9. Haremos una descripción más detallada de los medidores de desplazamiento positivo
ya que son los equipos en el cual se basa este proyecto.
Figura 9. Clasificación de medidores volumétricos
Elaborado por Erika López
2.2.3 Medidores de desplazamiento positivo
“Los medidores de desplazamiento positivo son instrumentos volumétricos directos,
que miden el caudal de fluido en volúmenes separados, es decir separan el caudal de flujo en
pequeñas cantidades para cuantificarlos, la medición final se realiza con el recuento del número
de fracciones por unidad de tiempo, son accionados por medio de la energía proporcionada por
23
el fluido. Una de las principales características que presenta este tipo de medidor es que el flujo
pasa sin perturbaciones durante la medición, y no se desperdicia energía agitando
innecesariamente el líquido”. (Hidalgo, 2014)
La precisión de este medidor depende del espacio vacío entre las partes móviles y fijas
y aumenta con la calidad de la mecanización y con el tamaño del instrumento. Se debe tomar
en cuenta que este dispositivo solamente se usa si se disponen fluidos limpios, además presenta
un limitante para su uso el cual es su tamaño y su rango de medición.
Figura 10. Medidor de desplazamiento positivo.
Elaborado por Erika López
Partes de los medidores de desplazamiento positivo
Los medidores de desplazamiento positivo están conformados por tres partes principales
que se detallan a continuación:
Cámara, es donde se llena de fluido
Elemento desplazador aquel que hace que el fluido se transfiera del final de una cámara a la
siguiente a través del movimiento del fluido
Mecanismo (contador o registrador) este va conectado junto al desplazador y contabiliza el
número de veces que este, transfiere el fluido de una cámara a otra.
24
Figura 11. Partes de un medidor de desplazamiento positivo
Fuente: Minga-Fujisan Survey, 2013
Figura 12. Partes de un medidor de desplazamiento positivo
Fuente: (Défaz, Arequipa Défaz, & Loyo Quishpe, 2013)
Principio de operación
Operan atrapando un volumen unitario y conocido de líquido en una cámara de
medición, desplazándolo desde la entrada a la salida con ayuda del elemento desplazador,
finalmente se contabiliza el número de volúmenes desplazados en un tiempo determinado.
Un medidor de desplazamiento positivo es el de álabes giratorios, este modelo es de
doble carcaza, son giratorios y de desplazamiento positivo. La carcaza es labrada a precisión y
contiene un rotor que gira sobre rodamientos de bolitas, e incluye álabes distribuidos en forma
pareja. Al fluir el líquido a través del medidor, el rotor y los álabes o paletas giran alrededor de
una leva fija, haciendo que estos se desplacen hacia fuera. El movimiento sucesivo delos álabes
25
forma una cámara de medición de volumen exacto entre dos de los álabes, el rotor, la carcasa
y las tapas superior e inferior. Cada rotación del rotor produce una serie continua de estas
cámaras cerradas. Ni los álabes, ni el rotor, hacen contacto con las paredes estacionarias de la
cámara de medición.
En la Figura 13 se muestra gráficamente el principio de operación de un medidor de
desplazamiento positivo de alabes giratorios, seguido por la respectiva explicación de cada uno
de los pasos que realiza cuando se encuentra funcionando.
Figura 13. Principio de un medidor de DP de alabes giratorios.
Fuente: (Défaz, Arequipa Défaz, & Loyo Quishpe, 2013)
1. El líquido ingresa al medidor, (área color gris). El rotor y los álabes giran a la derecha.
Los álabes Ay D se encuentran extendidos, formando una cámara de medición. Los álabes B y
C están retraídos.
2. Se ha efectuado una octava de revolución. El álabe A esta extendido, el B parcialmente
extendido y el álabe C se ha extraído por completo. El D está parcialmente retraído
3. Se ha efectuado un cuarto de revolución. El álabe A esta extendido aun, el B ahora está
extendido. Existe un volumen exacto y conocido de líquido en la cámara de medición.
26
4. Una octava de revolución más tarde, el líquido medido se encuentra saliendo del
medidor, está por formarse otra cámara de medición entre los álabes B y C el álabe A se
encuentra retraído y el C está empezando a salir.
En tres octavos de revolución se han formado dos cámaras de medición y otra está a
punto de formarse. Este ciclo continúa sucesivamente mientras circule fluido.
Instalación
Los medidores deben seguir las indicaciones del fabricante, ya que con ellas se obtienen
un mejor funcionamiento y rendimiento, por lo que a continuación se describen algunos
lineamientos técnicos para su instalación.
1. El medidor y sus accesorios deben estar protegidos contra condiciones climáticas adversas
como arena, polvo, lluvia cellisca, entre otros, y abuso casual, ya que son instrumentos de
precisión.
2. A excepción de las instalaciones verticales, el medidor debe ser montado sobre una base o
plataforma adecuada, a fin de que no se apoye en la tubería.
3. Instalar de tal manera que no sea posible drenar el producto accidentalmente, sin embargo, es
recomendable vaciar periódicamente el agua y sedimento del mismo. Asegurarse que el tapón
de drenaje sea accesible.
4. La tubería no deberá ejercer ninguna fuerza indebida sobre el medidor
5. Proteger el medidor y el sistema contra los efectos de la expansión térmica, mediante la
instalación de una válvula de alivio.
6. Se debe colocar un desaireador o eliminador de aire a fin de evitar el ingreso de aire o vapor al
medidor, en caso de ser necesario
7. Limpiar internamente toda la tubería antes de poner en marcha el medidor, eliminar
completamente el óxido, tierra, bolas de soldadura u otros materiales extraños. Sacar el
mecanismo interior de los medidores de doble carcasa, o el rotor y los álabes de los medidores
27
de simple carcasa y purgar las líneas a fin de evitar los daños al elemento de medición. Todos
los medidores no ferrosos deben instalarse aguas debajo de un filtro de 5 micrones
8. De ser necesario se debe colocar aguas abajo del medidor una válvula limitadora de flujo, a fin
de protegerlo de los caudales excesivos
9. Sacar el mecanismo interior si se va a realizar una prueba de presión con agua, o purgar los
desechos del sistema
10. No deslizar ninguna calibración con agua, tampoco permitir que esta permanezca dentro del
medidor. Lavar el medidor con aceite lubricante liviano, si va a ser almacenado, o permanecer
fuera de servicio.
11. El flujo del medidor es de izquierda a derecha, visto desde el lado de la carcasa donde están las
bridas, a menos que se indique lo contrario. Es posible modificar la mayoría de los medidores,
para que el flujo sea de derecha a izquierda.
12. Puede ubicarse el contador en cualquiera de las cuatro posiciones que tienen 90° entre sí. El
contador de números grandes puede ser colocado en cualquiera de las ocho posiciones, que
tiene 45° entre sí.
Tipos de medidores de desplazamiento positivo
Existen cinco tipos de medidores de desplazamiento positivo:
Disco Oscilante
Pistón Oscilante
Pistón Alternativo
Rotativos
Clasificación de medidores de flujo másico
Son instrumentos que miden algunas propiedades del fluido: caudal, flujo de masa,
densidad, temperatura; su funcionamiento se basa en la aceleración de los cuerpos en
movimiento, dentro de esta clasificación se encuentran los medidores de tipo coriolis y los
28
térmicos, Figura 14. Haremos una descripción más detallada de los medidores de tipo coriolis,
ya que son los equipos en el cual se basa este proyecto.
Figura 14. Clasificación de los medidores másicos
Elaborado por: Erika López
2.2.4 Medidores coriolis
Fueron introducidos al mercado en la década de los 80, su nombre obedece al Ingeniero
y matemático francés Gustave-Gaspard Coriolis, quien describió una fuerza inercial conocida
como efecto coriolis en el año de 1835.
Los medidores másicos proveen de señales de flujo que son directamente proporcionales
a la velocidad de la masa de flujo ya sea que se encuentre en la fase líquida o gas. El flujo
másico puede determinarse a partir de una medida volumétrica, por compensación de
variaciones de densidad del fluido, o también se puede determinar el caudal de forma directa
aprovechando las características medibles de la masa del fluido. La medición de flujo de fluidos
con estos dispositivos genera resultados más precisos al usar líquidos, además no necesitan
datos sobre el líquido a transferir ya que una de sus funciones es proporcionar algunas
propiedades del fluido
Este tipo de medidores generalmente presentan un diseño en forma de U y son utilizados
ya sea para líquidos o gases, proporcionan muchas ventajas respecto a los medidores
volumétricos, ya que permiten mediciones directas y precisas del gasto másico, volumétrico,
densidad y temperatura sin la necesidad de implementar más instrumentos de medición y con
ello incrementar los costos operativos del medidor
Medidores Másicos
Método directo
Coriolis
Efecto térmico
29
Figura 15. Medidor coriolis
Fuente: MINGA FUJSAN SURVEY, 2008
Efecto coriolis
Gaspard-Gustave de Coriolis, se dedicó al estudio de transferencia de energía en los
sistemas de rotación y describió la ley del efecto coriolis como:
“Cuando un cuerpo o partícula con cierta cantidad de movimiento lineal, entra en un
plano que se encuentra desplazando con cierta velocidad angular, la partícula tiende a
acelerarse perpendicularmente al eje de rotación del sistema y a la velocidad lineal de la
partícula”
Es decir: la fuerza coriolis es una fuerza inercial o ficticia, que se ejerce sobre cualquier
objeto con masa que se desplaza sobre otro objeto o superficie que se encuentre en rotación,
acelerando con respecto a este último, como se muestra en la figura 16.
Figura 16. Condiciones en las que aparece la fuerza Coriolis
Fuente: Minga y Fujisan Survey, 2008
Esto se debe al movimiento de la Tierra, ya que al poseer un movimiento de rotación,
provoca un efecto mecánico ficticio en los objetos que se desplazan sobre su superficie,
30
produciendo una desviación de la trayectoria en un sentido horario, en el caso del Hemisferio
Norte y en sentido anti-horario en el Hemisferio Sur. (Atlano, 2010)
Figura 17. Efecto de la fuerza coriolis
Fuente: (Atlano, 2010)
Partes de un medidor coriolis
Un medidor másico coriolis consta de dos partes principales: un sensor y un transmisor.
1. Sensor, se encuentran directamente en contacto con el fluido, son los elementos que detectan
el caudal, la densidad y la temperatura del fluido, este a su vez está conformado por:
a) Tubo de flujo, son aquellos por donde circula el fluido presentan la forma de U y pueden ser
diseñados de acero inoxidable 316L libre de obstrucciones y le permitirá vibrar a una
frecuencia natural.
b) Bobina generadora, es un dispositivo magnético su función es convertir las señales eléctricas,
que provienen de la unidad electrónica, en una fuerza que hace vibrar a los tubos de flujo a su
frecuencia natural.
c) Bobinas captoras o pickoff, son detectores electromagnéticos que están ubicados a cada lado
del tubo de flujo. Al producirse una señal que represente la velocidad y la posición en este
punto del tubo vibrante, la diferencia de fase entre dichas señales determinará el gasto másico.
d) Sensor de temperatura, está unida a la parte inferior de uno de los tubos de flujo, se usa para
compensar los efectos de la temperatura sobre el modo de rigidez de los tubos, controlando así
la escala de conversión necesaria de frecuencia de la señal de flujo.
31
También se usa para convertir la señal que produce en variaciones de voltaje que cambia
linealmente con la temperatura, para luego esta señal de voltaje ser convertida en lectura de
temperatura.
e) Conexión a proceso, sirven para acoplarse a las líneas de flujo para una instalación exitosa.
f) Tubo de unión múltiple, su función es dividir, separar en dos partes iguales el fluido en la
entrada del medidor para posteriormente recombinarlo a la salida.
g) Caja, son de acero inoxidable generalmente, sirve para proteger la electrónica y el cableado
contra la corrosión externa y a la vez proporciona una contención del fluido.
h) Espaciador, es un segmento de tubería de acero inoxidable que sirve para separar los tubos de
unión múltiple para su alineación con los tubos de flujo, actúa como un conducto para cables
dentro del compartimento del sensor y ayuda a neutralizar las tensiones de la tubería que podría
afectar la operación del medidor.
2. Los transmisores son aquellos que proporcionan información del sensor como salidas, actuando
como la parte principal del sistema para proporcionar un indicador, acceso básico al menú y
salidas para comunicarse con otros sistemas.
En la figura 18 se muestra las partes que componen un medidor de tipo coriolis.
32
Figura 18. Partes de un medidor de caudal tipo coriolis
Elaborado por: Erika López
Principio de operación
La medición por el principio coriolis se basa en las fuerzas que se generan cuando un
fluido se ve sujeto a oscilaciones perpendiculares a su dirección de movimiento, es decir
cuando el fluido entra a los tubo, por efecto de la inercia de su movimiento, trata de circular
con una trayectoria recta, pero existe una vibración regular en los tubos del medidor, lo que
provoca una variación en la vibración de la cual se mide su frecuencia y que es correlacionada
con el flujo másico, en función de la ecuación presentada a continuación:
La fuerza coriolis está dada por:
𝐹𝑐⃗⃗⃗⃗ = 2𝑚⃗⃗⃗⃗⃗⃗ (𝑣 𝑥 �⃗⃗� ) (Ec. 1)
Dónde:
Fc: es la fuerza Coriolis
m: la masa del fluido
v: la velocidad radial del fluido en el sistema de rotación
w: la velocidad angular
Cuando el fluido circula por el medidor en forma de U, las bobinas producen una onda
sinusoidal debido al voltaje generado en ellas, las bobinas y los imanes son montados en los
33
lados opuestos de los tubos, es decir los imanes en un tubo y las bobinas en el otro, provocando
que las ondas senoidales estimulen a los tubos a oscilar entre sí a una cierta frecuencia. La
frecuencia de oscilación es registrada por dos sensores, las cuales se encuentran ubicadas aguas
arriba y aguas abajo del tubo. Las oscilaciones que se generan mediante un sistema de
excitación electromagnética tienen una amplitud menor de 1 mm y una frecuencia del orden de
80 Hz. Por el contrario cuando no exista flujo, y solamente este trabajando el sensor de
excitación, ambos tubos se moverán por igual, como si estuvieran sincronizados a un solo
movimiento.
Figura 19. Principio de operación de un medidor coriolis
Fuente: Minga Fujisan Survey, 2008
Cuando existe flujo se genera una torsión tal que provoca que las oscilaciones
registradas por los sensores del medidor presenten una diferencia de fase, produciéndose así la
fuerza coriolis, la cual serviría para determinar la cantidad de masa que fluye por el tubo. En
la figura 20 se muestran los tubos en vibración y la diferencia de fase que se produce mediante
curvas sinusoidales.
34
Figura 20. Diferencia de fase en curvas sinusoidales
Fuente: Minga Fujisan Survey, 2008
El desfase que se observa entre las dos ondas senoidales, representa ΔT y se miden en
microsegundos, y será directamente proporcional al caudal másico, es decir a mayor flujo de
masa, mayor será la diferencia de fase. El principio de medición del medidor coriolis no
depende de la temperatura, presión densidad, viscosidad y conductividad del proceso.
Instalación
1. Se requiere un montaje adecuado del sensor Coriolis. Se debería prestar atención al soporte
del sensor, la alineación entre las bridas de entrada y salida y el sensor, y la orientación del
sensor (vertical u horizontal, hacia arriba o hacia abajo)
2. Instalar el transmisor Corilis de forma tal que se pueda acceder fácilmente a este para instalar
equipo de comunicación, para ver pantallas y para utilizar teclados. A diferencia de los
medidores de desplazamiento positivo, la señal del probador no proviene del sensor (medidor)
sino del transmisor Coriolis.
3. Se debería sujetar la tubería para evitar que se transfieran tensiones desde la tubería hasta el
sensor de flujo. La vibración de la tubería y la pulsación del fluido pueden afectar la capacidad
del sensor del flujo para medir de manera precisa los parámetros de la corriente, ya que la
35
vibración o la pulsación externas se acercan a la frecuencia resonante del sensor. En algunas
situaciones puede ser necesario utilizar amortiguadores de pulsación.
4. El rendimiento del medidor y la salida cero observadas específicamente se verán afectadas de
manera negativa por la curvatura axial y las tensiones torsionales producidas por la presión, el
peso y los efectos térmicos, estas tensiones y cargas asociadas se pueden minimizar usando
tuberías alineadas adecuadamente y soportes bien diseñados.
5. Se debería tomar precauciones para asegurar que la vibración externa en la frecuencia de
funcionamiento del sensor de flujo o de uno de sus armónicos estén aislados y no se vuelvan
perjudiciales para el rendimiento del medidor.
Figura 21. Diagrama de instalación medidor coriolis
Fuente: Norma API MPMS Capítulo 5 sección 6, Measurement of Liquid Hidrocarbons by Coriolis
Meters
Orientación
El asentamiento de los sólidos, la obturación, el revestimiento o el gas atrapado pueden
afectar el rendimiento del medidor, por lo que las orientaciones permisibles del sensor
dependerán de la aplicación y de la geometría del tubo oscilatorio, y se deberían seguir las
recomendaciones del fabricante.
36
Montajes en línea horizontal y vertical para gases
Figura 22. Montaje de orientación del medidor coriolis
Fuente: Minga-Fujisan Survey 2011
Montajes en línea horizontal y vertical para líquidos
Figura 23. Montaje de orientación del medidor coriolis
Fuente: Minga-Fujisan Survey
2.2.5 Consideraciones importantes para la selección del medidor
Actualmente existe una variedad de medidores que son empleados en la industria
petrolera, para la selección de la tecnología apropiada se deben analizar varios aspectos, a la
hora de seleccionar un equipo adecuado y confiable para la medición de caudal de fluidos para
la trasferencia de custodia. Existen varios instrumentos de medida que presentan cierto grado
de confiabilidad y precisión, pero para determinadas condiciones, por lo que antes de
seleccionar un medidor, se deberá tener conocimiento sobre los parámetros para los que son
adecuados, como por ejemplo:
Las características fisicoquímicas del fluido a ser medido
Los rangos de caudal de flujo máximos y mínimos
37
Los rangos de presión y temperatura que podrá soportar
Caídas de presión
La incertidumbre total requerida en el sistema
La exactitud requerida
Otro de los factores de gran importancia es la relación costo beneficio, ya que algunos
medidores requieren de instalaciones o instrumentación adicional, lo que provoca que el costo
total se incremente, por la implementación de dicho medidor. En varias ocasiones las
operadoras escogen un medidor basándose únicamente en el costo de instalación que presenta
dicho equipo, y no da la importancia suficiente a las características técnicas y operacionales
del medidor, ya que representan el desempeño del mismo a través del tiempo.
Marco Legal - Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas
Sección III - Facilidades de Producción
Art. 77.- Medición de la producción.- Los Sujetos de Control deben medir diariamente
la producción de campo, definiendo también la calidad. Los Sujetos de Control deben reportar
diariamente a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, los datos de la medición
de la producción de cada campo y sus correspondientes pozos. Los Sujetos de Control medirán
y obtendrán los resultados de la producción mensual del área de contrato por Yacimiento, Pozo
y campo que debe registrarse en el Reporte Mensual, los cuales se presentarán a la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, en el término de los ocho (8) primeros días del
siguiente mes. El reporte mensual debe ser entregado en físico y digital.
Art. 78.- Verificación y calibración.- Los equipos de medición dinámica de producción
de campo (ACT), que se encuentren instalados antes de los centros de fiscalización y entrega,
deben ser verificados por los Sujetos de Control en presencia de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, como mínimo una vez al mes, o cuando ésta lo requiera, y
certificados por un Organismo de Inspección para realizar dicha actividad. Para medidores que
38
han recibido mantenimiento correctivo, necesariamente deben ser inspeccionados (probados
previo a su uso). La calibración de los equipos de medición de producción de campo debe
efectuarse antes de su uso, a solicitud de los Sujetos de Control o Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, en función de las especificaciones dadas por el fabricante de los
equipos y las normas bajo las cuales fueron fabricados. Las verificaciones y calibraciones
deben ser realizadas conforme a las prácticas de la industria petrolera internacional, cuyo costo
será asumido por los Sujetos de Control.
Art. 80.- Incertidumbre de los medidores antes de los Centros de Fiscalización y
Entrega.- Los Sujetos de Control deben calcular y reportar trimestralmente a la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, la incertidumbre de los medidores ubicados antes de
los Centros de Fiscalización y Entrega. La incertidumbre debe ser calculada con el método
GUM, con un nivel de confianza igual o mayor al 95% y un k=2, (Factor de cobertura). Los
Sujetos de Control deben realizar las mediciones de la producción de campo, cumpliendo con
las mejores prácticas de ingeniería para obtener precisión y exactitud en la medición de los
hidrocarburos. La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, controlará los medidores
de la producción de campo.
Art. 81.- Integridad de las facilidades de producción.- Los Sujetos de Control deben
mantener la integridad de los equipos de superficie o facilidades de producción, acorde a las
recomendaciones del fabricante y las mejores prácticas de la industria
Marco normativo
Son varias las normas que existen en materia de regulaciones y políticas comunes para
la medición en la industria, que tiene como finalidad guiar las operaciones de ingeniería de una
forma segura. Entre las normas más conocidas tenemos a las API, (American Petroleum
Institute), ISO, ANSI, ASTM, OIML.
39
Normas API
Son estándares API, que están basados en las mejores prácticas y definen la aplicación
adecuada de un medidor de flujo en específico. Las normas en las que nos basaremos y
describiremos están relacionadas con dos instrumentos de medición de flujo en la industria
hidrocarburifera, las cuales son:
API MPMS 5.2 “Medición de los hidrocarburos líquidos mediante medidores de
desplazamiento”.
Este capítulo describe los métodos de obtención de mediciones precisas y la vida máxima de
servicio cuando los medidores de desplazamiento son usados para medir hidrocarburos
líquidos. 3ª Edición – Septiembre 2005.
API MPMS 5.6 “Medición de los hidrocarburos líquidos mediante medidores coriolis”.
En estas normas se describen los métodos para obtener mediciones de cantidad adecuada, en
servicio de hidrocarburos líquidos.
La norma ANSI/API MPMS 5.6 describe métodos para alcanzar niveles de transferencia de
custodia de precisión cuando un medidor de coriolis es usado para medir hidrocarburos
líquidos.
Los temas cubiertos incluyen: Normas API aplicables usadas en la operación de medidores de
coriolis, prueba y verificación usando métodos másicos y volumétricos básicos, instalación,
operación y mantenimiento. Los procedimientos de cálculo másicos y volumétricos básicos
para determinación de prueba y cantidad son incluidos en el apéndice E. 1ª Edición – Octubre
2002
2.2.6 Características técnicas
Los límites de aplicación de un sistema de medición están dados por las características
de funcionamiento que deben verificarse durante la operación de un equipo o sistema
40
Error de medición
El error es una diferencia entre un valor de una medición leída, realizada o transmitida
y el valor verdadero de una variable de medida. El valor verdadero no es posible determinarlo
en la práctica por lo tanto se toma un valor de referencia considerado convencionalmente.
𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟(%) =𝑉𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜−𝑉𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑜
𝑉𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑜∗ 100 (Ec. 2)
Cualquier medición de una magnitud difiere respecto al valor real, produciéndose una
serie de errores que se pueden clasificar en función de las distintas fuentes donde se producen.
Tipos de errores
Graves o gruesos: Se deben a los errores por parte del origen humano, es decir puede
deberse a la mala lectura de los instrumentos, a un ajuste incorrecto y aplicación inapropiada,
así como también a equivocaciones en los cálculos.
Sistemáticos: Se deben a las fallas de los instrumentos, como partes defectuosas o
desgastadas y efectos ambientales sobre el equipo. Estos pueden ser evitarse mediante una
buena elección del instrumento, aplicación de factores de corrección o recalibrando los mismos
contra un patrón.
Aleatorios o fortuitos: Se deben a causas desconocidas y ocurren incluso cuando todos
los errores sistemáticos han sido considerados. Para compensar estos errores debe
incrementarse el número de lecturas y usar medios estadísticos para lograr una mejor
aproximación de valor real de la cantidad de medida.
Rango de flujo
Representa un conjunto de valores de una variable medida que está comprendida dentro
de los límites superior e inferior de la capacidad de medida del medidor, es expresado
estableciendo los dos valores extremos. Los medidores de flujo son diseñados para ciertas
41
condiciones, uno de ellos son los rangos de flujo a medir que tiene cada uno, ya que algunos
medirán en un rango mayor a otros que poseen rangos limitados.
Tipos de fluido y propiedades
Cada instrumento de medición tiene características específicas de funcionamiento, por
lo que un factor muy importante a tomar en cuenta para la selección de un medidor adecuado
es el tipo de fluido que va a ser medido, ya que si no se cuenta con una identificación clara del
mismo, el rendimiento de algunos medidores puede ser afectado por la composición y
condiciones que presenta el fluido.
El fluido puede caracterizarse de varias formas, una de ellas es si es Compresible, como
por ejemplo los gases o si es Incompresible, como los líquidos, otra característica que presentan
son si es un fluido Newtoniano o No Newtoniano, dentro de los cuales el petróleo y el agua se
encuentra dentro de los fluidos newtonianos ya que su viscosidad permanece constante, al
aplicar una Tensión Cortante.
Para poder medir correctamente, el volumen, el fluido debe ser homogéneo y estar en
fase simple y, es decir el fluido debe ser líquido o gas, sin aglomeraciones de petróleo o agua,
en el punto de medición, ya que no tendría sentido medir si el fluido no está en condiciones de
ser medido, en el medidor escogido.
A continuación se muestra una clasificación de los tipos de crudo de acuerdo a la
densidad en °API dispuesto por el Instituto Americano del Petróleo (API) y por el contenido
de azufre.
Clasificación de acuerdo a la densidad °API
El instituto Americano del Petróleo (API), dispone de una clasificación de
hidrocarburos, dependiendo del número de grados API que posea el crudo, los cuales se
muestran en la siguiente tabla:
42
Tabla 1. Clasificación de hidrocarburos de acuerdo a la densidad °API
Fuente: (Olmedo, 2017)
Elaborado por Erika López
Por la presencia de azufre
El azufre es un componente que se encuentra presente en los hidrocarburos, su presencia
indica que se requieren mayores costos y procesos de refinamiento. Dependiendo de la cantidad
de azufre que se tiene en los hidrocarburos se pueden clasificar en dos grupos:
Petróleo dulce: contiene menos de 0,5 % de azufre en su composición, representa un
petróleo de alta calidad y se usa para procesarlo como gasolina
Petróleo agrio: contiene al menos 1% de azufre en su composición, su costo de
refinamiento es mayor por presentar mayor contenido sulfuroso y es usado para producir
productos destilados como el diésel.
Temperatura
Es necesario conocer los límites de temperatura de un medidor, con la finalidad de
analizar cuáles son las condiciones óptimas para que pueda trabajar de la mejor manera,
entregando resultados reales, y asegurando que el tiempo de funcionamiento del medidor sea
lo más extenso posible.
Exactitud
Es la característica que presenta un medidor para reproducir la información dentro de
un intervalo de incertidumbre, es un indicador de la confiabilidad del medidor para cuantificar
el gasto. Representa una medida de la desviación de gasto medido con respecto al gasto real y
se define como:
𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙−𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜
𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙∗ 100 (Ec. 3)
Tipo de crudo Gravedad específica(ɣo) Densidad (°API)
Superligero < 0,83 > 39
Ligero 0,87 - 0,83 31,1 - 39
Mediano 0,92 - 0,87 22,3 - 31,1
Pesado 1 - 0,92 10 - 22,3
Extrapesado > 1 < 10
43
Precisión
La precisión de medida es la proximidad entre las indicaciones o los valores medidos
obtenidos en mediciones repetidas de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo condiciones
especificadas. Es habitual que la precisión de una medida se exprese numéricamente mediante
medidas de dispersión tales como la desviación típica, la varianza o el coeficiente de variación
bajo las condiciones especificadas. Una de las condiciones especificadas pueden ser
condiciones de repetibilidad.
Capacidades de medición
Las capacidades de medición están relacionadas con cada equipo, su diseño, tamaño y
volumen que puedan operar, para la medición de volúmenes es un factor que influye ya que se
pueden requerir de medidores con una alta capacidad así como también algunos de no tan alto
volumen dependiendo de las cantidades que se estén manejando.
Viscosidad del fluido
Los fluidos hidrocarburíferos presentan cierto grado de resistencia al movimiento ya
que al pasar por tuberías u oleoductos pueden retrasar el flujo o pueden presentar dificultad
para la medición del caudal como ocurre en los medidores de flujo. Existen medidores que
presentan sensibilidad a los fluidos viscosos por lo que se debe tomar en cuenta ya que puede
ser un limitante para el buen funcionamiento del medidor
Rangeabilidad
Es una característica conocida como la relación entre los gastos máximo y el mínimo
de flujo, para ciertas especificaciones de exactitud, a través de la cual la precisión es mantenida.
Es decir es el rango de flujo cubierto por el medidor dentro del cual se cumple la tolerancia de
exactitud establecida. (Altendorf, 2011)
𝑅𝑎𝑛𝑔𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 =𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑚á𝑥
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑚í𝑛 (Ec. 4)
44
Incertidumbre
La incertidumbre es un parámetro asociado al resultado de una medición, que
caracteriza la dispersión de los valores que podrían atribuirse razonablemente, al mensurando.
El objetivo es obtener datos de incertidumbre aproximados a cero ya que proporcionará
seguridad en los procesos de medición. (Altendorf, 2011)
Repetibilidad
Es la característica de un medidor para producir lecturas de medición iguales en
condiciones de flujo de fluido idénticas durante un periodo de tiempo determinado. Esto es
evaluado como la máxima diferencia entre la lectura de medición y se expresa como un
porcentaje dentro de una escala total, este concepto no es sinónimo de exactitud, es decir, podría
existir una muy buena repetibilidad pero una mala exactitud, un proceso de medición será
excelente cuando se obtenga una buena exactitud acompañada de una buena repetibilidad.
(Altendorf, 2011)
𝑅𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑝𝑒𝑡𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 =𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜−𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜∗ 100 (Ec. 5)
Linealidad
Según el API MPMS 1. Es la curva de exactitud ideal de un medidor de volumen, la
cual es una línea recta que denota un factor constante del medidor. La linealidad del medidor
es expresada como el rango total de desviación de la curva de exactitud de línea recta entre los
flujos mínimos y máximos recomendados. Las líneas de calibración deberán ser tomadas en
cuenta, ya que son los puntos de referencia proporcionados por el fabricante acerca del
comportamiento y de las condiciones de operación del medidor para lograr una buena
exactitud. (Altendorf, 2011)
45
Figura 24. Ejemplo de linealidad
Fuente: (Gil, 2016)
Trazabilidad
Las calibraciones tienen que ser trazables. La trazabilidad es la declaración en la que se
especifica con qué patrón se ha comparado un instrumento determinado a través de una cadena
continua de comparaciones a patrones nacionales y/o internacionales.
Confiabilidad
La confiabilidad se refiere al nivel de exactitud y consistencia de las medidas o
resultados obtenidos al aplicar un instrumento varias veces al mismo objeto, en condiciones
tan parecidas como sean posibles. Es decir si medimos alguna variable repetitivamente con un
mismo instrumento de medición y se obtienen resultados similares, entonces podemos decir
que el instrumento tiene un cierto grado de confiabilidad, por el contrario sino se demuestra la
confiabilidad del instrumento con las mediciones, siempre existirá un margen de duda sobre la
calidad de los resultados y del instrumento utilizado
2.2.5 Consideraciones operativas
Algunas consideraciones operativas que se deben tomar en cuenta para la selección de
un medidor, para obtener mediciones eficientes y que puedan ofrecer una buena relación costo-
beneficio.
46
Desgaste en los medidores
El desgaste es la perdida de material entre dos cuerpos que entran en contacto, al aplicar
un movimiento relativo bajo la acción de una fuerza. El proceso de desgate de las superficies
en contacto puede darse por fallas mecánicas en el sistema, razón por la cual se hace necesario
controlarlo al mínimo posible para aumentar la vida útil de los equipos.
Una de las características de los medidores de desplazamiento positivo consiste en que
tienen varias piezas móviles, estas representan una de las posibles fuentes de problemas, ya
que al contener partes móviles estas pueden sufrir un ligero desgaste porque estas exigen
espacios libres que en muchas veces introducen un deslizamiento en el flujo que se está
contabilizando.
Existen cinco tipos principales de desgaste
Desgaste por abrasión: que consiste en el daño por la presencia de partículas sólidas presentes
en las superficies de rozamiento.
Desgaste por fatiga: es provocado por la concentración de tensiones mayores a las que puede
soportar el material.
Desgaste por erosión: es producid por partículas abrasivas, que pueden estar contenidas en el
fluido.
Desgaste por corrosión: es provocado por la influencia del ambiente, ocasionado
principalmente por la acción del oxígeno atmosférico, el cual causa el desgaste por oxidación.
Desgaste por cavitación: se presenta por las vibraciones inducidas por el fluido en movimiento.
Mantenimiento de los equipos
Los elementos de medición requieren un mantenimiento preventivo así como también
los componentes del sistema de medición por lo que se debe tomar en cuenta el tipo y
frecuencia que se debe realizar este procedimiento. Con un adecuado mantenimiento a los
medidores y a los dispositivos que lo conforman se logrará obtener una vida útil prolongada de
47
los mismos así como también se conseguirá un alto nivel de fiabilidad y seguridad en los
procesos de medición.
Las labores de mantenimiento consiste en una inspección superficial, limpieza y
revisión o si fuera el caso sustitución de cada una de las partes que forman el dispositivo, estas
según el manual API MPMS deben ser realizados cada cierto tiempo, dependiendo el tipo de
medidor que se disponga. Además se debe tomar en cuenta los costos por mantenimiento ya
que las inspecciones se realizan cada cierto período.
Calibración de medidores de fluido
Según el manual API MPMS capítulo 5, define calibración como el proceso para
determinar un sistema de referencia confiable de mediciones; que a su vez servirá para calibrar
otros sistemas de medición. Este proceso normalmente es llevado a cabo por los fabricantes.
Para un buen desempeño de las operaciones de transferencia de custodia en un sistema
de medición se necesita que todos los medidores deben estar bajo calibración para cumplir con
los requisitos legales y asegurar que el inventario del producto sea medido con la suficiente
exactitud.
Figura 25. Proceso de calibración de un medidor de desplazamiento positivo
Fuente: (Défaz, Arequipa Défaz, & Loyo Quishpe, 2013)
Las calibraciones se realizarán de acuerdo a la magnitud en la que se trabaja en cada
medidor y siguiendo las recomendaciones del Manual of Petroleum Measurement Satandards
del American Petroleum Institute (API), los medidores se deben calibrar cada cierto tiempo
48
dependiendo de su funcionamiento y si existiera alguna anomalía en los equipos. Este factor
representa un costo adicional para obtener medidas confiables, por lo que se hace necesario si
se desea obtener datos reales.
Técnicas de calibración
Existen dos tipos de calibración: “Calibración Gravimétrica” y “Calibración por Masa
Inferida” utilizando patrones volumétricos, sea en masa o volumen.
Calibración Gravimétrica: es el resultado físico directo de la masa obtenida en el tanque
probador o medidor coriolis Master Meter, contra la masa indicada en el medidor.
Calibración por Masa Inferida: es el resultado de los patrones volumétricos convertidos a
masa entre la masa indicada en el medidor, o el volumen de los patrones entre el volumen
indicado en el medidor, la magnitud a evaluar tiene que ser la misma en ambos instrumentos y
se deben obtener dos resultados por separados, masa y/o volumen.
Verificación en campo
En este proceso generalmente es necesario un sistema de probador bidireccional, y
consiste en realizar una comparación de las lecturas generadas por el medidor con relación a
un volumen conocido de un dispositivo denominado probador, con la finalidad de determinar
el Factor del Medidor (MF, Meter factor).
Un probador es un equipo que presenta un volumen calibrado y certificado, su función
es la de verificar la validez del sistema de medición de flujo, debido a que las pruebas de
desempeño de los medidores son cruciales para garantizar la precisión de las mediciones.
Existe una gran variedad de los mismos, siendo los más usados los Probadores
Unidireccionales de Desplazamiento Mecánico, mediante el uso de este dispositivo se puede
determinar si la lectura de las mediciones son correctas o si generan datos con error.
Generalmente un probador se calibra cada 5 años
49
Los medidores de flujo líquido para petróleo y sus derivados usados en la medición por
transferencia de custodia requieren ser probados de manera periódica para verificar la exactitud
y repetibilidad en la validación del meter factor aplicado
Figura 26. Probador bidireccional en la estación Sansahuari
Elaborado por: Erika López
Clasificación de probadores
Existen dos clases de probadores que son los Bidireccionales y los Unidireccionales, los
cuales serán detallados a continuación:
Probador bidireccional: Son considerados como sistemas de referencia confiables, sirven
para la calibración de varios medidores entre ellos los medidores tipo turbina, desplazamiento
positivo y tipo coriolis. Estos equipos pueden emplear esferas o pistones como dispositivos de
desplazamiento, siendo las esferas las más comunes en el mercado, ya que, estos se construyen
con un ciclo compacto que presentan curvas.
Se debe considerar la instalación de una válvula de 4 vías para invertir el sentido del
flujo a través del probador. Los detectores de los dispositivos de desplazamiento nunca son
simétricos en la operación, esto es, el volumen del detector 1 al detector 2, no necesariamente
será el mismo que el volumen del detector 2 al detector 1. El volumen del probador se obtendrá
de la suma de ambos volúmenes y es conocido como viaje redondo o viaje completo.
50
Figura 27. Probador bidireccional
Fuente: Minga Fujisan Survey, 2016
Probador unidireccional: Este equipo emplea una esfera como dispositivo de desplazamiento
y un cambiador de esfera. El cambiador de esfera se usa para recibir, mantener y lanzar la
esfera. Después de haber sido lanzada la esfera, esta entra a la corriente del flujo de líquido y
es llevada a través del ciclo de tubería del probador. Al terminar el ciclo ingresa nuevamente a
la válvula cambiadora de esfera hasta que vuelva a ser lanzada. El volumen de este probador
es el obtenido en un sentido entre los switches detectores.
51
Figura 28. Probador Unidireccional
Fuente: Minga Fujisan Survey, 2016
Descripción del proceso de verificación
Para este proceso nos referiremos al uso de un probador bidireccional. El fluido que
pasa previamente por el medidor, circula hacia el sistema probador, el cual empuja a la esfera
a lo largo de su trayectoria. La esfera realiza un sello hermético contra la pared del probador.
Al entrar la esfera a la sección de volumen conocido un sensor detecta su proximidad y envía
una señal eléctrica que abre una compuerta electrónica para admitir y contar los pulsos que son
emitidos por el medidor bajo calibración. Al abandonar la esfera la sección de volumen
conocido entonces un segundo sensor de proximidad envía la señal eléctrica para cerrar la
compuerta electrónica y finalizar el conteo de pulsos. Después de realizar las correcciones
pertinentes por temperatura y presión se compara e total de pulsos acumulados durante el viaje
de ida y vuelta de la esfera contra el volumen base del probador. Se debe considerar la
instalación de una válvula de 4 vías con la finalidad de poder invertir el sentido de flujo a través
del probador.
52
Cada sistema de medición LACT, debe ser verificado con un patrón para determinar la
cantidad de error o variación en las mediciones realizadas, ya sea por condiciones operativas o
mecánicas. Después de determinar el error existente se aplica un factor matemático de
corrección al volumen indicado con el objetivo de ajustarlo al verdadero volumen. Este factor
matemático de corrección es conocido comúnmente como factor del medidor y se expresa
como un número de cuatro cifras decimales y es proporcionado por el fabricante e indica
cuantos pulsos son generados por barril o litro de fluido
Modelo para el cálculo del factor del medidor
El factor de medición para medidores dinámicos de flujo es la relación de volúmenes
entre el probador y el medidor, con el fin de obtener un coeficiente de corrección para las
medidas suministradas por los medidores, y está dado por la siguiente ecuación:
𝑀𝐹 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑜𝑟
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (Ec. 6)
La ecuación para calcular el factor del medidor es la siguiente:
𝑀𝐹 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑜𝑟∗𝐶𝑇𝑆∗𝐶𝑃𝑆∗𝐶𝑇𝐿𝑝∗𝐶𝑃𝐿𝑝
𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠
𝐾−𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟∗𝐶𝑇𝐿𝑚∗𝐶𝑃𝐿𝑚
(Ec. 7)
Donde:
CTLp: Corrección por efecto de la temperatura en el líquido en el probador.
CPLp: Corrección por efecto de la presión en el líquido en el medidor.
CTLm: Corrección por efecto de la temperatura en el líquido en el probador.
CPLm: Corrección por efecto de la presión en el líquido en el medidor.
Promedio de pulsos: pulsos generados al desplazar la esfera entre los switches del probador
K-factor: Valor constante de los pulsos/ barril del medidor
CTLm: Corrección por temperatura del fluido del medidor
CPLm: Corrección por presión del fluido del medidor
53
CAPÍTULO III
Diseño metodológico
Dentro del diseño metodológico detallaremos que tipo de estudio se empleó, cual es el
universo y muestra, los métodos y técnicas para la recopilación de datos e información
relevante sobre el tema propuesto, también se incluirá el procesamiento y análisis de la
información.
3.1 Tipo de estudio
Este proyecto es un tipo de estudio comparativo y correlacional ya que, se basa en el
estudio de las relaciones entre los dos tipos de medidores usados en la fiscalización de crudo
con el fin de conocer la analogía que existe entre ellos y posteriormente se evaluará parámetros
como exactitud, características técnicas, características operativas, y costos económicos que
presentan los dos tipos de medidores, uno de tipo coriolis que se encuentran es la estación de
producción Sansahuari, con un medidor de desplazamiento positivo que se encuentra en la
estación de bombeo Lumbaqui, en relación a las mediciones de caudal.
3.2 Universo y muestra
El universo representa los medidores de coriolis instalados en la estación de producción
Sansahuari juntamente con los medidores de desplazamiento positivo que se encuentran en la
estación de Bombeo de Lumbaqui.
El tipo de muestra es no probabilística, ya que la elección de los elementos no depende
de la probabilidad, sino de las causas relacionadas con las características de la investigación,
como se explica en (Roberto Sampieri, 2014). En este caso la muestra es parte del universo,
corresponde a un medidor coriolis y un medidor de desplazamiento positivo, con las
especificaciones mostradas a continuación:
54
3.2.1 Especificaciones técnicas del medidor de flujo de tipo coriolis
El medidor de tipo coliolis se encuentra instalado en la estación de producción
Sansahuari, corresponde a la compañía EMERSON de marca Micromotion, con un tamaño de
4 pulgadas, de modelo CMF400, es un equipo que proporcionan muchas ventajas respecto a
los medidores volumétricos, ya que permiten mediciones directas y precisas del gasto másico,
gasto volumétrico, densidad y temperatura, sin la necesidad de implementar más instrumentos
de medición. Ver anexo 7.
A continuación se muestra en la tabla N°2, las especificaciones del medidor Coriolis.
Tabla 2. Especificaciones medidor Coriolis
Fuente: Emerson
Elaborado por Erika López
3.2.2 Especificaciones técnicas del medidor de flujo de desplazamiento positivo
El medidor de desplazamiento positivo se encuentra instalado en la estación de bombeo
N°2 en Lumbaqui, pertenece a la compañía FMC TECHNOLOGIES, de marca SMITH
METER con un tamaño de 4 pulgadas, modelo F4-S1, corresponde a un medidor de paletas
rotatorias recto de doble carcasa. Ver anexo 6.
A continuación se presenta en la tabla N°3 las especificaciones del medidor de DP.
Serie sensor N° 14426735
Medidor FE/FIT-002A
Pulsos/bbl 11250
Transmisor 25600479
Marca Micromotion
Tamaño (pulg) 4
Modelo CMF400
Presión máxima (psig) 1500
Computador de flujo Floboss S600
Rango de temperatura de -204°C a + 204°C
Medidor Coriolis
55
Tabla 3. Especificaciones medidor de Desplazamiento positivo
Fuente: FMC Technologies
Elaborado por Erika López
3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos:
Para la recopilación de datos se empleará un método cualitativo y cuantitativo. Para el
método cualitativo, la información será obtenida por medio de documentos, archivos, páginas
web, materiales bibliográficos, los cuales ayudarán a fundamentar el tema en estudio, que en
este caso son las mediciones de volumen de flujo usando los dos tipos de medidores.
También se realizará recopilación de datos procedentes de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, que consistía en información de la normativa aplicada a los dos
equipos de medición. Para los datos cuantitativos, que corresponden a reportes de inspección,
cartas de control de medidores dinámicos de flujo, datos de cuantificación de caudal realizados
con los instrumentos de medición en estudio, los cuales se obtuvieron mediante una visita
técnica al lugar, a través de las empresas MINGA y FUJISAN SURVEY. Ver anexos 6 y 8.
Adicionalmente se logró obtener fotografías de los medidores, los cuales serán
incorporados en este proyecto. Para el análisis de los datos obtenidos se realizarán tablas
comparativas mediante el uso del programa Microsoft Excel, en donde se muestren las
características técnicas de cada medidor, en cuanto a su funcionamiento en los procesos de
medición.
Serie N° AK-09976
Pulsos/bbl 8400
Marca Smith Meter
Tamaño (pulg) 4
Modelo F4-S1
Comptador de Flujo FMC2
Presión 150 psi
Flujo continuo (GPM) 600
Flujo intermitente (GPM) 720
Rango de temperatura (°F) 150 a 200
Max viscosidad (mPa*s) 400 hasta 2000
Medidor DP
56
3.4 Procesamiento y análisis de información.
Se efectuará un análisis técnico comparativo de la información cualitativa y cuantitativa
sobre los medidores de desplazamiento positivo y los de tipo coriolis, los datos obtenidos
durante la visita técnica al lugar de estudio, se procesarán mediante la utilización de los
programas de Word y Microsoft Excel.
El análisis técnico se fundamentará en torno a varios aspectos relevantes como son:
características técnicas de los medidores, exactitud y precisión en las medidas, las
características de operación de cada uno de ellos, y los costos que representa la utilización de
cada equipo, son variables que nos ayudará a definir cuál es el mejor instrumento de medición.
Primero se realizará un análisis comparativo de cada equipo, con ayuda del programa
de Excel, de las características de cada medidor, de acuerdo a las especificaciones técnicas del
fabricante, las cuales serán mostradas en tablas y se analizará estadísticamente.
Con la información obtenida de las cartas de control de medidores dinámicos de flujo.
Ver anexos 6 y 8; de los dos instrumentos de medición, se seleccionarán datos específicos que
serán tabulados y nos ayudarán a obtener parámetros, como: repetibilidad, rangeabilidad,
porcentaje de exactitud, varianza y desviación estándar, ya que estos parámetros son los más
representativos para demostrar la exactitud en las mediciones, con los medidores de
desplazamiento positivo y los de tipo coriolis. Los datos se muestran a continuación:
57
Medidor de desplazamiento positivo
Tabla 4. Datos obtenidos de las cartas de control de medidores dinámicos
Fuente: Minga-Fujisan Survey
Elaborado por Erika López
Medidor de tipo coriolis
Tabla 5. Datos obtenidos de las cartas de control de medidores dinámicos
Fuente: Minga-Fujisan Survey
Elaborado por Erika López
Fecha Q(Bbl/h) Pulsos Desviación% Diferencia Factores
01/01/2017 507,3 47689,7118 0,0206 -0,0002 0,9976
16/01/2017 504,3 47692,1086 0,0254 0 0,9976
01/02/2017 500,7 47683,3728 0,028 0,0001 0,9977
16/02/2017 507,9 47691,6492 0,0278 -0,0001 0,9976
01/03/2017 495,8 47685,372 0,0201 0,0001 0,9977
16/03/2017 498,8 47696,8984 0,0365 -0,0002 0,9975
01/04/2017 502,7 47689,087 0,0077 0,0002 0,9977
16/04/2017 505,5 47688,9256 0,0248 -0,0001 0,9976
01/05/2017 505,9 47696,059 0,0204 -0,0002 0,9974
16/05/2017 504,4 47690,6424 0,0143 0,0002 0,9976
01/06/2017 502 47694,7002 0,0277 -0,0001 0,9975
16/06/2017 507,5 47691,1876 0,0498 0,0001 0,9976
01/07/2017 492,2 47695,9474 0,0298 -0,0001 0,9975
16/07/2017 505 47689,46 0,009 0,0002 0,9977
01/08/2017 504,5 47683,319 0,0097 0 0,9977
16/08/2017 506,8 47684,2146 0,0257 0 0,9977
01/09/2017 501,4 47693,5356 0,0258 -0,0002 0,9975
16/09/2017 501,8 47691,152 0,0144 0,0001 0,9976
01/10/2017 501,2 47493,9816 0,0261 -0,0001 0,9975
01/11/2017 512,7 47703,0996 0,0072 0 0,9974
16/11/2017 502,5 47695,4368 0,0272 0,0001 0,9975
01/12/2017 498,1 47703,0124 0,0039 -0,0001 0,9974
Fecha (Bbl/h) Pulsos Desviación % Diferencia Factores
17/01/2017 622,5 3988,2 -0,06 -0,0006 1,0031
01/02/2017 634,3 3992,7 0,11 0,0011 1,002
16/02/2017 677,3 3992,4 -0,01 -0,0001 1,0021
01/03/2017 681,1 3993,8 0,04 0,0004 1,0017
16/03/2017 681,1 3987,7 -0,14 -0,0014 1,0031
01/04/2017 586,4 3992,4 0,11 0,0011 1,002
16/04/2017 570,6 3992,5 0 0 1,002
01/05/2017 590,2 3993,3 0,02 0,0002 1,0018
16/05/2017 593,4 3996,6 0,03 0,0008 1,001
01/06/2017 550,6 3995,4 0,04 -0,0003 1,0013
16/06/2017 567 3991,6 0,03 -0,0009 1,0022
01/07/2017 680,9 3991,6 0,04 0,0001 1,0021
16/07/2017 714,2 3993,5 0,05 0,0005 1,0016
16/08/2017 634,4 3988,5 0,04 -0,0013 1,0029
01/09/2017 801,1 3995,1 0,04 0,0016 1,0013
16/09/2017 679,9 3987,5 0,03 -0,0019 1,0032
01/10/2017 664,1 3992,5 0,04 0,0012 1,002
16/10/2017 758,8 3990,2 0,03 -0,0005 1,0025
01/11/2017 604,7 3992 0,02 0,0004 1,0021
16/11/2017 613,9 3990,8 0,03 -0,0003 1,0024
01/12/2017 590,7 3990,8 0,05 0 1,0024
16/12/2017 658,1 3989,7 0,04 -0,0002 1,0026
58
Para determinar los parámetros que nos ayudarán a verificar el grado de exactitud de
cada medidor, se usaron las siguientes fórmulas:
El término exactitud indica la proximidad de la media de una serie de datos al valor
que se acepta como verdadero, se expresa en términos del error determinado relativo o
porcentaje de error determinado con respecto al valor real o verdadero. Se calcula mediante la
expresión:
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙−𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜
𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙∗ 100 (Ec. 3)
La repetibilidad se define como la cantidad que caracteriza la capacidad de un
contador de dar indicaciones o respuestas idénticas al repetir una aplicación con los mismos
valores de la cantidad de medida en las condiciones de trabajo establecidas. De acuerdo a la
norma API 13.2, Métodos de control de medición de los medidores, se describe que la
repetibilidad del medidor debe coincidir dentro de un rango de 0,05%, si no se obtiene este
rango se deberá repetir la operación, realizando corridas adicionales hasta obtener la
repetibilidad requerida, caso contrario se deberá verificar las condiciones del medidor.
La fórmula para calcular el rango de repetibilidad es la siguiente:
𝑅𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑝𝑒𝑡𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 =𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜−𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜∗ 100 (Ec.5)
La precisión se puede expresar numéricamente mediante medidas de dispersión tales
como la desviación típica, la varianza o el coeficiente de variación. Para un número pequeño
de medidas, la desviación estándar estimada o muestral, se calcula mediante la expresión:
𝑠 = √∑ (𝑥𝑖−�̅�)2𝑛
𝑖=1
𝑛−1 (Ec. 8)
Al cuadrado de la desviación estándar se le denomina varianza:
𝑠2 =∑ (𝑥𝑖−�̅�)2𝑛
𝑖=1
𝑛−1 (Ec. 9)
59
Para el análisis del parámetro de precisión se seleccionó datos que muestre la variación
del factor de medida de cada medidor con respecto a los cambios en las ratas de flujo, esta
información se obtuvo de las cartas de control de medidores dinámicos de flujo, las cuales han
sido agrupados en tablas para cada instrumento de medida, como se muestra a continuación:
Tabla 6. Cuadales vs factor de medidor
Fuente: Minga-Fujisan Survey
Elaborado por Erika López
Se analizaran algunas consideraciones operativas de cada uno de los medidores como:
diseño de cada medidor, mantenimiento, alcance de medición, desgaste de partes, materiales
de fabricación, entre otros parámetros. Con estas características se podrá realizar un análisis
técnico cualitativo que demuestre que equipo es más confiable, en los procesos de medición de
flujo de fluidos. Para el procesamiento de los datos cualitativos nos guiaremos al proceso que
se muestra en la figura N° 29.
Q(Bbl/h) Factores Q(Bbl/h) Factor
507,3 0,9976 586,4 1,002
504,3 0,9976 590,2 1,0018
500,7 0,9977 593,4 1,001
502,7 0,9977 590,7 1,0024
505,5 0,9976
505,9 0,9974
504,4 0,9976
502 0,9975
507,5 0,9976
505 0,9977
504,5 0,9977
506,8 0,9977
501,4 0,9975
501,8 0,9976
501,2 0,9975
502,5 0,9975
Medidor
Desplazamiento PositivoMedidor Coriolis
60
Figura 29. Proceso de obtención de información para el análisis Cualitativo
Recuperado de (Brito, 2017)
Otra variable de gran importancia son los costos económicos, en cuanto a la adquisición,
instalación y mantenimiento, ya que nos dará una idea de cuánto será la inversión que tendrá
que realizarse para cada equipo, y cuál de los dos representa la mejor alternativa de medición.
61
CAPÍTULO IV
Resultados
Este capítulo abarca los resultados obtenidos mediante un análisis estadístico de datos
recolectados en las estaciones de Lumbaqui y Sansahuari. Los medidores de desplazamiento
positivo y de tipo coriolis, serán evaluados, con el fin de obtener información suficiente de
cada uno, para realizar una comparación técnica donde se tomaran en cuenta parámetros como:
exactitud, precisión, confiabilidad y costos económicos. Se mostrarán, tablas y gráficos
estadísticos, que nos permitan comprender mejor las diferencias entre ambos medidores de
flujo, así como también tablas técnicas comparativas donde se muestren las ventajas y
desventajas de cada equipo de acuerdo a su diseño y operación.
4.1 Análisis técnico comparativo entre los medidores de desplazamiento positivo y
los de tipo coriolis.
Para el análisis técnico se realizó una evaluación de características técnicas,
características de operación, y análisis de datos, para cada medidor, en el análisis de datos nos
permitió evaluar cuatro variables como son: exactitud, precisión e incertidumbre, mientras que
para el análisis de operación se tomaron en cuanta parámetros de diseño, también se realizó
una estimación de costos y cuanto son la pérdidas generadas con cada equipo, teniendo como
referencia la exactitud de cada uno de estos medidores.
4.1.1 Análisis comparativo de características técnicas
En la tabla N°7 se muestra la comparación entre los medidores de desplazamiento
positivo y los de tipo coriolis, de acuerdo a las especificaciones de los fabricantes.
62
Tabla 7. Comparación de medidores según especificaciones del fabricante
Elaborado por Erika López
En la tabla N°7 se aprecia que los medidores de tipo coriolis presentan mejores
parámetros metrológicos, ya que según las especificaciones del medidor realizadas por los
fabricantes, factores como linealidad son altas, es decir, que mantiene su factor de calibración
casi constante, cerca de la línea ideal de exactitud, por lo tanto nos ayudaría a asegurar que las
mediciones presentan poca desviación en sus medidas. Tiene un rango de caudal y temperatura
más amplio, lo cual es una ventaja importante en la medición de caudales. La rangeabilidad del
medidor coriolis es alta lo que nos indica que existirá mayor precisión en las medidas
El sensor coriolis tiene incorporado la medición de varios parámetros adicionales como
temperatura y volumen lo que no ocurre con los medidores DP, los cuales miden directamente
el volumen del fluido. Este tipo de medidor está diseñado de un acero inoxidable de grado
316L, el cual presenta un gran nivel de resistencia a la corrosión y puede soportar temperaturas
elevadas.
Parámetros metrológicos CoriolisDesplazamiento
PositivoRequerimientos deseables Coriolis DP
Linealidad buena media Buena linealidad
Temperatura de -400 a + 400°F de -20°F a 150°F Amplio rango de medida
Rangeabilidad alta 100:1 media 10:1 Alta rangeabilidad
Caudal maximo 2 400 GPM 725 GPM Amplio rango de medida
Capacidad de medición masa, densidad volumen Varias mediciones directas
Caida de presión media baja Bajas caídas de presión
Presión hasta 1500 psi 150 psi a 1440 Rango de presión amplio
Material acero inoxidable 316L acero inoxidable Materiales resistentes
Repetibilidad ±0,025% ± 0,02% Buena repetibilidad
Diámetros 4" 4" Rango amplio de diámetros
63
Figura 30. Gráfico comparativo con relación a las especificaciones técnicas de los medidores de
desplazamiento positivo y coriolis
Elaborado por Erika López
De acuerdo a las especificaciones técnicas tomadas de las fichas de cada medidor, y
descritas en la tabla N°7, realizamos la consolidación de las mismas en la Figura N°30, del cual
podemos deducir que la mejor tecnología son los medidores de tipo Coriolis, ya que como se
muestra 5 de los 10 criterios más relevantes, representan los parámetros óptimos de estos
medidores, mientras que una relación similar representa los parámetros limitantes del medidor
de desplazamiento positivo. En cuanto a los parámetros limitantes del medidor Coriolis
presenta 1 de todos los parámetros seleccionados, el cual es un valor muy bajo a comparación
de los medidores de desplazamiento positivo que tiene 5 parámetros limitantes. También existe
un porcentaje de similitud entre estos dos equipos, lo que nos indica que los dos medidores son
competentes en ciertos parámetros de medida.
4.1.2 Análisis comparativo de exactitud e incertidumbre entre el medidor de
desplazamiento positivo y el medidor de tipo coriolis
Para conocer el error que presenta cada instrumento tomamos información de las cartas
de control de medidores dinámicos de flujo, los cuales corresponden a los caudales
64
cuantificados por el medidor, este caudal circula primero por un patrón de medida, para después
pasar por el equipo de medición ya sea el de desplazamiento positivo o el de tipo coriolis, con
esto se lograra determinar el valor verdadero (patrón) y los valores medidos (medidor), para
calcular el error de cada uno de ellos, a este procedimiento se lo conoce como verificación
intermedia.
Tabla 8. Variables de exactitud entre el medidor coriolis y el medidor de desplazamiento positivo
Elaborado por Erika López
Se tomaron rangos de caudales promedio entre 500 B/h y 600 B/h con los medidores de
desplazamiento positivo y de coriolis respectivamente. Se realizó los cálculos más relevantes
para demostrar la exactitud que presenta cada medidor bajo las condiciones que se manejan en
cada uno de los campos en los que se encuentran instalados estos dos equipos de medición.
Como resultados obtuvimos, que el medidor Coriolis instalado en la estación de
Sansahuari presenta caudales muy variables, por lo que escogimos un rango especifico que nos
permita la comparación de exactitud entre estos dos medidores. Como resultado obtenemos
que el error de medición es más bajo con el medidor Coriolis, con un porcentaje de exactitud
del 0,18%, con una incertidumbre de 590,175±1,289 B/h lo que nos indica que el equipo se
encuentra en condiciones adecuadas. Tabla N°8.
En la estación de Lumbaqui, con el medidor de desplazamiento positivo, se obtuvieron
valores de exactitud de 0,24%, con una incertidumbre de 503,959 ±2,260 B/h, que son valores
bajos, pero que presentan mucha más incertidumbre que en los sensores Coriolis, los rangos de
exactitud se encuentran dentro de los parámetros requeridos por lo que podemos afirmar que
Parámetros Medidor Coriolis
Medidor de
Desplazamiento
Positivo
Qmáx 593,400 507,500
Qmín 586,400 500,700
Repetibilidad del medidor 0,026 0,022
Rangeabilidad 1,012 1,014
Media 590,175 503,969
Exactitud % 0,18% 0,24%
Varianza (σ^2) 1,662 5,106
Desviación estándar (σ) 1,289 2,260
65
los dos equipos se encuentran en condiciones adecuadas para seguir operando en las actividades
de fiscalización de crudo
4.1.3 Análisis comparativo de precisión
Se realizara un análisis técnico relacionado con la variación del factor de medida en
cada medidor, con respecto a los cambios en las ratas de flujo, con el fin de verificar la
precisión según el comportamiento de cada equipo. En la siguiente tabla se aprecia los valores
de caudal medidos en las dos estaciones, en barriles por hora y los factores de cada medidor
los cuales son calculados por la compañía que realiza las inspecciones quincenales. Hay que
tener en cuenta que estos datos son de prueba es decir que se circula un volumen de fluido y se
calcula el factor del medidor, con el propósito de confirmar el rendimiento del conjunto del
medidor en condiciones de funcionamiento normales.
Una práctica común para verificar la precisión de las mediciones es al momento de
realizar las corridas, se debe evaluar la repetibilidad del medidor, la cual se muestra como un
dato de salida, que deben coincidir dentro de un rango de 0,05 %, si no se obtiene la
repetibilidad adecuada se deberá continuar con la operación de prueba y realizar ejecuciones o
corridas adicionales hasta obtener la repetibilidad requerida, caso contrario se deberá verificar
las condiciones del medidor, según la norma API 13.2, Métodos de Control de Medición de
los Medidores.
66
Tabla 9. Caudales vs Factores
Fuente Minga - Fujisan Survey
Elaborado por Erika López
En los gráficos se muestra el comportamiento del factor del medidor, durante las
calibraciones realizadas en el año 2017, con los medidores de desplazamiento positivo y los de
tipo Coriolis, en las estaciones de Lumbaqui y Sansahuari respectivamente.
Los factores de medición son guardados, archivados, y actualizados en las unidades de
medición (unidad LACT). Mediante los certificados emitidos de la verificación se compara,
que los factores presenten un comportamiento tal que no superen los límites superiores ni
inferiores, los que deben estar dentro de los rangos permitidos por norma.
Una vez obtenido el factor se procede a emitir el respectivo certificado de verificación,
correctamente firmadas por las autoridades del bloque y de la ARCH, para legalizarlos.
Q(Bbl/h) Factores
507,3 0,9976
504,3 0,9976
500,7 0,9977
502,7 0,9977
505,5 0,9976
505,9 0,9974
504,4 0,9976
502 0,9975
507,5 0,9976
505 0,9977
504,5 0,9977
506,8 0,9977
501,4 0,9975
501,8 0,9976
501,2 0,9975
502,5 0,9975
Medidor
Desplazamiento Positivo
Q(Bbl/h) Factor
586,4 1,002
590,2 1,0018
593,4 1,001
590,7 1,0024
Medidor Coriolis
67
Figura 30. Gráfico comparativo del comportamiento del factor del medidor
Elaboración propia
En los dos casos los dos tipos de medidores durante las corridas se obtuvieron valores
de repetibilidad dentro de los rangos permitidos, lo que indica que se encuentran en condiciones
adecuadas para realizar los procesos de medición.
En la figura 30, se aprecia el comportamiento del factor de medida de cada uno de los
medidores en cada estación de fiscalización de crudo, como se logra observar los datos son
dispersos en los dos casos, en el medidor Coriolis de la estación Sansahuari, presenta valores
en un intervalo del factor de entre 1,001 y 1,0025, en caudales de aproximadamente 590 B/h,
lo cual nos indica que tiene un nivel de precisión. Adicionalmente los valores son más cercanos
al valor óptimo, 1, lo cual nos refleja que presenta un grado de exactitud en sus medidas.
En el medidor de desplazamiento positivo podemos observar que los valores arrojados
no son tan dispersos, presentan un agrupamiento en un intervalo mucho más pequeño, que se
encuentra entre 0,998 y 0,997, lo que nos indica que el medidor registra datos más precisos en
las medidas que registra, pero menos exactos, ya que existe un distanciamiento con el valor
óptimo.
68
4.1.4 Análisis comparativo de operación
En la tabla siguiente se muestra la comparación de las características que presenta cada
medidor, de acuerdo a su funcionamiento. Se han tomado los parámetros más relevantes de
operación de los dos medidores los cuales podemos ver en la siguiente tabla:
Tabla 10. Comparación de características operativas de los medidores coriolis y medidores de
desplazamiento positivo
Elaborado por Erika López
Parámetros Coriolis DP
Velocidad de flujo
Partes móviles
Mantenimiento
Variaciones de flujo
Alcance de Medición
Corrosión y erosión
sensibilidad al perfil
de flujo
Requerimientos por
presión y temperatura
Desgaste de partes
Alimentación externa
Vibraciones externas
Flujo de dos fases
Dirección de flujo
100%Total
Medición directa de caudal volumétricoMedición de masa, densidad, volumen
bajo alto
alto medio
no requiere compensacionesrequiere compensaciones de presión y
temperatura
Materiales de
fabricación
Los materiales de la carcasa son acero al carbón,
acero inoxidable, hierro fundido, hierro dúctil,
Materiales para su fabricación como: acero al
carbón, acero inoxidable, hierro fundido, hierro
Capacidad para funcionar sin alimentación
externa
Requiere de energía para los componentes
electrónicos
Acondicionamiento de
flujo
Alto mantenimientoBajo mantenimiento
Medidor de desplazamiento positivoMedidor Coriolis
Pueden dañarse por sobrevelocidad del rotorPuede manejar velocidades de flujo altas
Suceptibilidad al daño por slugging de gasManeja mínimos rangos de gas en solución
Suceptibilidad a la corrosión y la erosiónAfecta minimamente al medidor.
No requieren acondicionamiento No requiere acondicionar el fluido
Pueden medir el flujo en ambas direccionesPueden medir el flujo en ambas direcciones
Susceptible a daños Puede afectar el desempeño del medidor
No existe afectación por vibraciones externasVibraciones externas pueden causar errores
Gran variedad de partes móvilesNo tiene partes móviles
69
Figura 31. Gráfico comparativo en porcentajes de las características de diseño y operación
Elaborado por Erika López
De acuerdo a la tabla N°10, se muestra que los sensores Coriolis presentan mayor
cantidad de ventajas que los sensores de desplazamiento positivo, los cuales tienen mayor
cantidad de desventajas con relación a su diseño y operación. Esto puede deberse a que la
medición de caudales másicos por efecto Coriolis resulta extremadamente ventajoso, ya que
por ejemplo, no es afectado por factores físicos como la conductividad, presión temperatura, la
densidad y la viscosidad, por otra parte registran simultáneamente la densidad de fluido, el
caudal másico y con ayuda de sensores de temperatura, puede supervisar la temperatura del
fluido, por lo que este tipo de medición es multivariable. Los medidores de desplazamiento
positivo debido a su principio de funcionamiento solamente pueden medir el caudal
volumétrico, mientras que otras variables deben ser inferidas y calculadas, por lo que podemos
afirmar que una medición por el método de Coriolis es mucho mejor que el de desplazamiento
positivo.
Otra variable que beneficia a los medidores Coriolis es que este no es afectado en gran
medida por la corrosión o erosión debido a las propiedades de los fluidos, estas pueden producir
70
amontonamientos en las zonas libres de elementos mecánicos de los contadores con partes
móviles como son los medidores de desplazamiento positivo.
Para entender mejor se realizó un gráfico que nos muestra los parámetros de diseño y
operación óptimos y limitantes de los medidores, en porcentajes ver en figura N°31.
Como se puede apreciar, el porcentaje más alto de 60%, pertenece a la cantidad de
características técnicas óptimas que presenta el medidor Coriolis, el 13,3% que es el valor más
bajo, representa los parámetros que son limitantes para el uso de un medidor Coriolis, y el
porcentaje del 26,7%, representa las características similares que tienen los dos equipos, como
el presentar daños al ser expuestos a fluidos corrosivos o de ser fabricados con materiales
resistentes como es el acero inoxidable, además tanto los medidores de desplazamiento positivo
y los de tipo tecnología Coriolis, se encuentran certificados por el MPMS para realizar
actividades de transferencia de custodia de hidrocarburos.
De acuerdo al análisis realizado podemos deducir que un medidor Coriolis presenta
mayores ventajas, ya que un medidor de desplazamiento positivo presenta mayor cantidad de
parámetros que limitan su uso.
4.1.5 Características de los fluidos fiscalizados en las estaciones de Lumbaqui y
Sansahuari
Son muy importantes las propiedades de los fluidos que se va a manejar, como
viscosidad, densidad, contenido de agua y sedimentos, porcentaje de azufre, ya que existen
medidores que son más exactos de acuerdo a las características del líquido, por lo que es
necesario realizar un análisis del fluido.
71
Caudales y propiedades de los fluidos en la estación de Lumbaqui
Tabla 11. Propiedades de los fluidos en la estación Lumbaqui
Fuente: ARCH
Elaborado por Erika López
Caudales y propiedades de los fluidos en la estación de Sansahuari
Tabla 12. Propiedades de los fluidos en la estación Sansahuari
Fuente: ARCH
Elaborado por Erika López
En la estación Sansahuari se maneja una producción de petróleo fiscalizada promedio
de 110,01 B/h, con una viscosidad de 52,7 cst, y en la estación Lumbaqui son fiscalizados
92,09 B/h de crudo promedio, con una viscosidad de 13,4 cst, de acuerdo a los fluidos que se
manejan en las dos estaciones, y usando la Figura N°32, se puede realizar una pre selección del
medidor, tomando en cuenta que solo se consideran dos variables la viscosidad del fluido y a
la rata de flujo.
Figura 32. Rango de viscosidad vs. Rata de flujo
Fuente: ECOPETROL
La figura N°32 nos muestra que los medidores de desplazamiento positivo tienen un
mayor rango de aplicación para caudales con fluidos con alta viscosidad, mientras que los
medidores de desplazamiento positivo trabajan con fluidos menos viscosos y caudales hasta
5000 B/h, por lo tanto de acuerdo al diagrama se puede concluir que el medidor tipo Coriolis
Barriles brutos BSW (%) µo @ 80°F °API % azufre
2210,313 0,203% 13,4 cst 31,2 0,58%
Barriles brutos BSW (%) µo @ 80°F °API % azufre
2 640,3 0,124% 52,7 cst 24,7 1,13%
72
cubre las demandas de las características de los fluidos de las dos estaciones, ya que se
encuentran dentro del rango de aplicación del medidor coriolis.
4.1.6 Análisis comparativo de costos
Para el análisis económico se evaluarán tres aspectos importantes, que son los costos de
adquisición, instalación y los costos de mantenimiento, los cuales nos permitirán establecer
cuál de los dos tiene un mayor costo de inversión inicial y costos de mantenimiento.
Para establecer los costos de adquisición las compañías toman en cuenta varios factores
como: lugar en el que operara el medidor, las condiciones a las que será expuesto, las
características de los fluidos que serán medidos, las temperaturas a las que serán expuestos,
entre otras variables, todos estos factores serán incluidos en el costo de adquisición del medidor
según la compañía que fabrica estos equipos.
Los costos de instalación incluyen los mecanismos que se usaran, los operadores
expertos en la instalación así como también el aseguramiento de que el equipo funcione
correctamente tomando en cuenta las normas técnicas de seguridad.
Para el mantenimiento el tiempo recomendado para realizar a cada medidor será
proporcionado por el fabricante y requerido cuando los valores de exactitud no estén acorde
con los rangos dados en las especificaciones de fabricación.
En los medidores de desplazamiento positivo se recomienda hacer por lo menos dos
operaciones de mantenimiento al año, ya que presentan varias partes móviles y tienden a
desgastarse, por lo tanto necesitan más control del equipo. Para los medidores de tipo coriolis
es recomendable hacer una operación de mantenimiento en el año, esto, debido a que no posee
partes móviles por lo que su mantenimiento será menos costosa. Los valores que se muestran
en la siguiente tabla, representan los costos de mantenimiento por año para cada medidor. En
la siguiente tabla se muestran los costos que representa el uso de cada medidor, tomando en
cuenta el diámetro y las condiciones actuales del mercado.
73
Tabla 13. Costos de los medidores
Elaborado por Erika López
El total del costo inicial, representan la mínima inversión que se requiere para la
adquisición y puesta en marcha de un sistema de medición dinámica utilizando uno de estos
medidores, con capacidad para medir el caudal de petróleo en las estaciones de Lumbaqui y
Sansahuari.
De acuerdo a la tabla N°13, los costos de mantenimiento son más representativos en los
medidores de desplazamiento positivo, ya que es el doble del costo del medidor Coriolis, esto
puede deberse a la variedad de partes móviles que forman parte del equipo de medición las que
tienen que ser verificadas que se encuentren en buen estado para que puedan operar de la mejor
manera, y que son necesarios verificar cada cierto tiempo.
El uso de la tecnología Coriolis generaría un ahorro en el mantenimiento ya que no
presenta partes móviles, y la operación se la realizaría una vez al año.
Costos Medidor CoriolisMedidor de
Desplazamiento
Costo de adquisición del medidor(USD) $ 50.000,00 $ 32.000,00
Costos de instalación del medidor(USD) $ 26.000,00 $ 22.000,00
Costo de Mantenimiento del medidor (USD) $ 20.000,00 $ 42.000,00
74
Tabla 14. Costos acumulados de los medidores
Elaborado por Erika López
Figura 33. Costos de los medidores Coriolis y de Desplazamiento Positivo
Elaborado por Erika López
Realizando los cálculos respectivos, con los costos de adquisición, instalación, número
y costo de las operaciones de mantenimiento de cada medidor se obtuvo un costo acumulado,
el cual refleja que la adquisición de un medidor Coriolis es de $1.860.000,00 USD , y del
medidor de desplazamiento positivo es de $5.160.000,00 USD, ver Tabla 14, por lo que
podemos decir que existe una gran diferencia económica entre los dos medidores siendo el de
Medidor Coriolis
Medidor de
Desplazamiento
Positivo
$ 50.000,00 $ 32.000,00
$ 76.000,00 $ 52.000,00
1° año $ 96.000,00 $ 138.000,00
2° año $ 116.000,00 $ 222.000,00
3° año $ 136.000,00 $ 306.000,00
4° año $ 156.000,00 $ 390.000,00
5° año $ 176.000,00 $ 474.000,00
6° año $ 196.000,00 $ 558.000,00
7° año $ 216.000,00 $ 642.000,00
8° año $ 236.000,00 $ 726.000,00
9° año $ 256.000,00 $ 810.000,00
10° años $ 276.000,00 $ 894.000,00
$ 1.860.000,00 $ 5.160.000,00
Parámetros
Man
teni
mie
nto
Adquisición
Instalación
TOTAL
75
Coriolis menos costoso, en $3.300.000,00 USD, esto tomando en cuenta un tiempo de vida útil
de 10 años de los dos medidores.
De la figura N°33 se puede apreciar que la curva del medidor Coriolis está por arriba de
la curva del medidor de desplazamiento positivo, esto es por los costos iniciales que representa
la puesta en marcha de cada medidor. Pero conforme aumenta el tiempo de vida del medidor,
sus costos aumentan y en mayor proporción en los medidores de desplazamiento positivo,
obteniendo una gran diferencia entre los dos sensores, por lo tanto se puede concluir que un
medidor Coriolis tendría un costo total, bastante inferior con relación al medidor de
desplazamiento positivo, ya que como se puede ver en la Figura N°33 los costos varían
únicamente por el mantenimiento, lo que hace que los medidores de tipo Coriolis sean los más
convenientes a la hora de seleccionar un equipo de medición.
4.1.7 Análisis de costos de pérdidas totales.
Tomando como referencia la producción fiscalizada diaria de petróleo crudo en la
estación Sansahuari y Lumbaqui, en el año 2017, y la exactitud que presenta cada medidor,
podemos calcular el déficit de volumen y de pérdidas, que representa el usar el medidor de
desplazamiento positivo o el medidor de tipo Coriolis en cada estación. Para el precio del
petróleo asumimos un valor promedio del mes de junio del crudo Oriente de $ 65,53 USD. Ver
tabla 15.
A este valor de precio del crudo Oriente se restan los costos de transporte del SOTE, los
costos de transporte del RODA, y los costos por comercialización, los cuales se detallan a
continuación:
76
Tabla 15. Precio crudo junio 2018
Fuente: Banco Central del Ecuador
Figura 34. Precio del petróleo junio 2018
Elaborado por: Erika López
Mostraremos una tabla perteneciente al déficit económico y de pérdidas de acuerdo a la
exactitud proporcionada por cada fabricante de cada uno de los medidores el cual será los
valores teóricos, y la exactitud calculada la cual serán los valores reales.
PERÍODO CRUDO ORIENTE
04/06/2018 63,75
05/06/2018 63,54
06/06/2018 63,52
07/06/2018 63,79
08/06/2018 63,96
09/06/2018 64,34
10/06/2018 64,34
11/06/2018 64,34
12/06/2018 64,53
13/06/2018 64,39
14/06/2018 64,34
15/06/2018 64,09
16/06/2018 64,00
17/06/2018 64,00
18/06/2018 64,00
19/06/2018 63,73
20/06/2018 64,44
21/06/2018 64,88
22/06/2018 65,97
23/06/2018 67,28
24/06/2018 67,28
25/06/2018 67,28
26/06/2018 68,86
27/06/2018 69,98
28/06/2018 71,15
29/06/2018 71,87
77
Tabla 16. Costos de pérdidas teóricas
Elaborado por: Erika López
Tabla 17. Costos de pérdidas reales
Elaborado por: Erika López
En la tabla N°16 de acuerdo a una producción promedio diaria fiscalizada y a la
exactitud dada por los fabricantes, se obtiene un déficit de 1,32 B/d en el medidor Coriolis, y
de 5,53 B/día, en el medidor de desplazamiento positivo.
De acuerdo a la tabla N°17, con exactitudes calculadas y la producción en cada estación,
existe mayor pérdida de volumen de petróleo en la estación de Lumbaqui con el medidor de
desplazamiento positivo, con un déficit de producción fiscalizada de 5,30 B/d, lo que no ocurre
con el medidor Coriolis en la estación Sansahuari, en la que existe un déficit de 4,75 B/d, el
cual representa menos de la mitad a comparación del medidor de desplazamiento positivo.
Los valores teóricos no son los mismos a los valores reales calculados, en los medidores
de tipo Coriolis, lo que podría indicar que existe algún problema con el medidor o las
mediciones fueron tomadas de manera errónea.
Estación Producción (B/Día) Exactitud medidorDéficit diario
(B/Día)
Déficit anual
(B/Año)Costo de pérdida(USD)
Estación Sansahuari Medidor Coriolis 2640,30 ± 0,05% ± 1,32 $ ± 481,85 $ ± 30.419,49
Estación Lumbaqui Medidor Desplaz
positivo2.210,31 ± 0,25% ± 5,53 $ ±2.016,91 $ ± 128.335,85
Estación Producción (B/Día) Exactitud medidorDéficit diario
(B/Día)
Déficit anual
(B/Año)
Costo de
pérdida(USD/año)
Estación Sansahuari Medidor Coriolis 2640,30 ± 0,18 % ± 4,75 $ ± 1 .734,68 $ ± 109.510,17
Estación Lumbaqui Medidor Desplaz
positivo2.210,31 ± 0,24 % ± 5,30 $ ± 1 .936,23 $ ± 123.202,41
78
CAPÍTULO V
5.1 Conclusiones
En base al análisis de exactitud, se obtiene que el medidor de tipo coriolis presenta un
porcentaje de exactitud de 0,6% menos que el medidor de desplazamiento positivo, con un
valor de desviación estándar es de 1,289, y una varianza de 1,662 el cual indica que sus medidas
presentan menos dispersión por lo tanto, es más exacto en sus mediciones, con respecto al
medidor de desplazamiento positivo.
De acuerdo al análisis de precisión, se obtiene que el medidor de tipo coriolis tiene una
repetibilidad de 0,026%, y el medidor de desplazamiento positivo de 0,022%, lo que nos indica
que los dos medidores presentan el porcentaje de repetibildad permitido dentro de la norma
establecida por la API MPMS 13.2 “Métodos de Control de Medición de los Medidores”.
De acuerdo a los datos obtenidos, las características específicas de los dos medidores, de
acuerdo a las fichas técnicas realizadas por los fabricantes, se obtuvo que el medidor Coriolis
presenta mayor porcentaje de parámetros óptimos, ya que (5 de 10) representa el 50% de los
parámetros considerados por lo tanto presenta mejores opciones.
De acuerdo a las características de diseño y operación de los dos caudalímetros, se obtuvo que
los medidores de tipo Coriolis presentan mayor cantidad de parámetros óptimos, con un
porcentaje de 60%, mientras que el 13,3% representa el porcentaje de parámetros que limitan
su aplicabilidad, en procesos de medición de hidrocarburos.
Los costos totales que incluyen: adquisición, instalación y mantenimiento del equipo, de los
sensores Coriolis nos da un valor de $1.860.000,00 USD, y los de desplazamiento positivo un
valor de $ 5.160.000,00 USD, considerados como un activo fijo, para un tiempo de vida útil de
10 años, podríamos concluir que los medidores de tipo Coriolis son menos costosos, y las
ventajas que nos proporcionan a largo plazo son mayores en cuanto a los costos en las
79
operaciones de mantenimiento ya que se las realiza una vez al año como parte preventiva y son
menos costosas, lo que no sucede en el caso de los medidores de desplazamiento positivo.
En base a los datos obtenidos de exactitud, se pudo obtener valores aproximados de cuanto
serían las pérdidas por año, con la utilización de cada uno de los medidores, los cuales arrojaron
valores anuales de: con el medidor Coriolis se obtuvo una exactitud de ±0,18%, y provocaría
un déficit de ±1.734,68 Barriles anuales, mientras que con el medidor de desplazamiento
positivo, se obtuvo una exactitud de ±0,24%, la cual provocaría un déficit de ±1.936,23 barriles,
por lo tanto el medidor de desplazamiento positivo arroja mayores pérdidas, por lo que no es
favorable.
5.2 Recomendaciones
Se recomienda el uso de caudalímetros tipo Coriolis, ya que estos permiten tener una menor la
incertidumbre en los procesos de transferencia de hidrocarburos, las cuales deben ser lo más
exactas y con la menor incertidumbre posible, esto lo podemos obtener con los medidores
másicos, además también se lograra obtener menores pérdidas para el estado, a causa de malas
mediciones.
Se recomienda revisar o verificar los certificados de las calibraciones realizadas al medidor
tomado como patrón, que se encuentren vigentes, con trazabilidad a patrones nacionales o
internacionales, los cuales servirán para verificar si se encuentra en correctas condiciones para
realizar las verificaciones a los medidores, las cuales se realizan quincenalmente.
Se recomienda a las entidades de control responsables, que se realice una verificación de las
condiciones de medición con el medidor de tipo Coriolis de la unidad LACT, en la estación
Sansahuari y del medidor de desplazamiento positivo en la estación Lumbaqui, ya que existen
datos que no concuerdan con la exactitud y precisión que teóricamente tienen estos
caudalímetros.
80
Los datos de exactitud real y teórica obtenidos, son diferentes en los dos equipos de medición,
por lo que se tendría realizar un estudio más a profundidad sobre cuáles son las causas de estos
valores tan diferentes, cuando deberían ser iguales.
Es recomendable el uso de los medidores másicos de tipo Coriolis, ya que existen fluidos
abrasivos y corrosivos, que aceleran el desgaste de las partes un medidor, y un medidor de
desplazamiento positivo, es afectado por dicha razón ya que tiene una variedad de partes
móviles en movimiento lo que provoca mayor desgaste de sus partes, y esto a su vez produce
un mayor número de mantenimientos a realizarse, junto con una mayor inversión económica.
Adicionalmente, una de las ventajas que sobresalen del medidor Coriolis es que, las medidas
tomadas con este medidor, son datos registrados directamente, como el caudal másico y la
densidad, pero no sucede lo mismo con los medidores de desplazamiento positivo, ya que estos
solamente miden el caudal volumétrico, mientras que los demás parámetros como masa y
densidad deben ser inferidos del volumen y calculados, lo que provocaría mucha más
incertidumbre en las medidas.
81
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84
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Petróleo crudo: Es la mezcla de hidrocarburos en estado líquido a condiciones de
presión y temperatura a superficie.
Barriles brutos fiscalizados: Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades
ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de 60
grados F e incluido el volumen de BS&W.
Barriles netos fiscalizados: Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades
ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de 60
grados F y restado el volumen de BS&W.
Centros de fiscalización y entrega: Son los sitios convenidos por las partes y
aprobados por el Ministerio del ramo, equipados con unidades LACT, donde se mide la
producción de hidrocarburos, se determina los volúmenes de participación, de las partes y se
entrega la participación del Estado.
Petróleo crudo: Es la mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida en yacimientos
naturales y que permanece líquida a condiciones atmosféricas de presión y temperatura.
Sujetos de control: Abarcan a todas las personas naturales o jurídicas, privadas o
públicas, que forman parte de la cadena hidrocarburífera, desde la exploración y explotación,
pasando por el transporte, refinación e industrialización, para finalizar la cadena con el
trasporte de los derivados y su comercialización.
Unidad LACT: Son aparatos especiales para medir y registrar automáticamente la
transferencia de custodia por concesión de los volúmenes , en barriles, de petróleo crudo
producido en los diferentes campos u operaciones de producción, así como de los volúmenes
de hidrocarburos provenientes de instalaciones industriales anexas, para luego ser
transportados por el oleoducto. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes
85
y recolección de muestras del Centro de Fiscalización y Entrega de la Producción de Petróleo
Crudo, que los usuarios hacen al RODA y/o al SOTE.
Método GUM: Guía para la Expresión de Incertidumbre de Medida, establece reglas
generales para evaluar y expresar la incertidumbre de medida, que pueden seguirse para los
diversos niveles de exactitud requeridos y en diversos campos.
Factor de cobertura: factor numérico utilizado como multiplicador de la incertidumbre
típica combinada, para obtener la incertidumbre expandida
Varianza: medida de dispersión, igual a la suma de los cuadrados de las desviaciones
de las observaciones con respecto a su valor medio, dividido por el número de observaciones
menos uno.
86
ANEXOS
87
Anexo 1. Ficha técnica del medidor de desplazamiento positivo
88
89
90
91
Anexo 2. Ficha técnica medidor de tipo coriolis
92
93
94
95
Anexo 3. Certificado de Calibración medidor Coriolis
96
Anexo 4. Carta de trazabilidad, medidor Coriolis.
97
Anexo 5. Reporte de inspección, medidor de flujo de desplazamiento positivo
98
Anexo 6. Carta de control estadístico, medidor de desplazamiento positivo
99
Anexo 7. Prueba de desempeño del medidor de flujo de tipo Coriolis
100
Anexo 8. Carta de control estadístico, medidor de flujo de tipo Coriolis
101
Anexo 9. Reporte mensual de producción fiscalizada de petróleo en la estación de
bombeo Lumbaqui
102
Anexo 10. Reporte de producción de petróleo fiscalizado en la unidad LACT de
la estación Sansahuari