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Manual de Estándares de Medición

Manual de Estándares de Medición

del Petróleo

del Petróleo

Capítulo 5 — Medición

Capítulo 5 — Medición

Sección 1 —

Sección 1 —

Consideraci

Consideraciones Generales para

ones Generales para la

la

Medición con Medidores

Medición con Medidores

CUARTA EDICIÓN - SEPTIEMBRE DE 2005

CUARTA EDICIÓN - SEPTIEMBRE DE 2005

La presente versión de la norma traducida al español, no reemplaza ni

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substituye a la versión en inglés la cual permanece como la norma oficial.

substituye a la versión en inglés la cual permanece como la norma oficial.

API no será responsable por ninguna discrepancia o interpretación de esta

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This translated version shall neither replace nor supersede the

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API shall not be responsible for any discrepancies or interpretations of this

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Manual de Estándares de Medición

del Petróleo

Capítulo 5 — Medición

Sección 1 —

Consideraciones Generales para la Medición

con Medidores

Coordinación de Mediciones

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Notas Especiales

Las publicaciones API solo refieren a problemas de naturaleza general. En caso de circunstancias particulares, se deberían revisar las leyes y reglamentos lo cales, estatales y federales.

Nada de lo contenido en cualquier publicación del API será interpretado como concesión de algún derecho, por implicación o alguna otra forma, para la producción, venta o uso de algún método, aparato, o producto cubierto por patentes. Tampoco ningún contenido en esta publicación debería ser interpretado como un seguro para alguien ante cualquier responsabilidad por infringir certificados de patente.

Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de estandarización del API que aseguran una notificación y participación adecuada en su proceso de desarrollo y está denominado como un estándar API. Preguntas relacionadas con la interpretación del contenido de este estándar o comentarios y cuestionamientos referentes a los procedimientos bajos los cuales fue desarrollado se recomienda sean dirigidos por escrito a la jefatura de estandarización del Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, N.W. Washington, D.C. 20005. Solicitudes de permisos para reproducir o traducir todo o parte del material aquí publicado se recomienda sean también dirigidas a la jefatura general.

Los estándares del API son publicados para promover la amplia disponibilidad de prácticas probadas operativas y de ingeniería recomendables. Estos estándares no pretenden obviar la necesidad para aplicar juicios de ingeniería convincentes referentes a cuando y donde estos estándares deberían ser utilizados. La formulación y aplicación de estándares API no pretenden de ninguna manera inhibir a nadie de utilizar algunas otras prácticas. Cualquier fabricante de materiales o equipo de marca conforme a los requerimientos establecidos de un estándar API es el único responsable de cumplir con todos los requerimientos aplicables del estándar. API no representa garantía, o garantiza que el desempeño de algún producto sea conforme al estándar API aplicable.

 All rights reserved. No part of this work may be reproduced, stored in a retrieval system, or transmitted by any means, electronic, mechanical, photocopying, recording, or otherwise, without rior written permission from the

 publisher. Contact the Publisher, API Publishing Services, 1220 L Street, N.W., D.C. 20005. Copyright © 2001 American Petroleum Institute.

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PRÓLOGO

El Capítulo 5 delManual de Estándares de Medición del Petróleo del API(MPMS del API) brinda recomendaciones,

basadas en las mejores prácticas de la industria, para la medición de hidrocarburos líquidos en transferencias de custodia. Las múltiples secciones de este capítulo están pensadas para ser utilizadas junto con el Capítulo 6 del

MPMS del API a fin de proporcionar un criterio de diseño para la medición en transferencias de custodia que debe

realizarse en la mayoría de las aplicaciones aéreas, marítimas, de tuberías y terminales. La información contenida en este capítulo también puede ser aplicable a la medición que no sea de transferencias de custodia.

Este capítulo trata acerca de los principales tipos de medidores que se utilizan actualmente: medidores de desplazamiento, medidores de turbina y medidores Coriolis. Si otros tipos de medidores obtienen una amplia aceptación para la medición de hidrocarburos líquidos para transferencias de custodia, se incluirán en secciones posteriores de este capítulo.

Ninguna información contenida en las publicaciones del API debe interpretarse como el otorgamiento de ningún derecho, por implicación u otros motivos, para la fabricación, la venta o el uso de ningún método, aparato o producto respaldados por patentes de invención. Tampoco debería interpretarse el contenido de esta publicación como el aseguramiento de ninguna persona contra la violación de las patentes de invención.

Este documento se creó siguiendo los procedimientos de estandarización del API que aseguran una notificación y una participación adecuadas en el proceso de desarrollo, y está diseñado como un estándar del API. Las preguntas relacionadas con la interpretación del contenido de esta publicación o los comentarios y las preguntas relacionados con los procedimientos según los cuales se desarrolló esta publicación deberían dirigirse por escrito al Director of Standards, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. Las solicitudes de autorización para la reproducción o la traducción total o parcial del material aquí publicado también deberían dirigirse al Director.

Generalmente, los estándares del API se revisan, se modifican, se reafirman o se eliminan como mínimo cada cinco años. Puede agregarse una extensión de hasta dos años a este periodo de revisión. El estado de la publicación se puede consultar llamando al API Standards Department, teléfono (202) 682-8000. Anualmente, se publica un catálogo de las publicaciones del API y es actualizado cada tres meses por API, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005.

Sugerencias para revisiones son bienvenidas, y deberían enviarse a Standards and Publications Department, API, 1220 L Street, N.W, Washington, D.C. 20005, standards@api.org.

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CONTENIDO

5.1.1 INTRODUCCIÓN ... 1 5.1.2 ALCANCE ... 1 5.1.2.1 Campo de Aplicación ... 1 5.1.3 PUBLICACIONES DE REFERENCIA ... 2

5.1.4 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LAS INSTALACIONES DE MEDICIÓN ... 2

5.1.5 FACTORES POR CONSIDERAR EN LA SELECCIÓN DE MEDIDORES Y EQUIPOS AUXILIARES DE MEDIDORES ... 3

5.1.6 GUÍA PARA LA SELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR ... 4

5.1.6.1 Medidores de Desplazamiento ... 5 5.1.6.2 Medidores de Turbina ... 5 5.1.6.3 Medidores Coriólisis ... 5 5.1.7 INSTALACIÓN ... 6 5.1.7.1 Válvulas ... 7 5.1.7.2 Instalación de Tuberías ... 7 5.1.7.3 Instalaciones Eléctricas ... 9

5.1.8 RENDIMIENTO DEL MEDIDOR ... 9

5.1.9 FUNCIONAMIENTO Y MANTENIMIENTO DEL MEDIDOR ... 10

5.1.9.1 Condiciones que Afectan las Operaciones ... 10

5.1.9.2 Precauciones para la Operación de Medidores Recientemente Instalados ... 11

5.1.9.3 Instrucciones para Operar los Medidores ... 11

5.1.9.4 Prueba de Medidores ... 12

5.1.9.5 Métodos para Controlar los Factores del Medidor ... 12

5.1.9.6 Mantenimiento del Medidor ... 13

Figures 1 Guía de Selección para Medidores de Desplazamiento y de Turbina ... 4

2 Características del Desempeño de un Medidor de Turbina ... 10

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Manual de Estándares de Medición del Petróleo

Capítulo 5 — Medición

Sección 1 —

Consideraciones Generales para la Medición con Medidores

5.1.1 Introducción

El Capítulo 5 delMPMS abarca la instalación y el funcionamiento general de los medidores, accesorios y los equipos

auxiliares, aunque no hace referencia a los arreglos necesarios para solucionar problemas especiales. Las directrices son comunes para todos los sistemas de medición, pero se debería tomar precauciones apropiadas cuando estas se utilizan para sistemas de medición especiales, como se explica en el Capítulo 6 del MPMS del API,

“Metering Assemblies” (Montaje de Sistemas de Medición) y, para la medición másica, como se explica en el Capítulo 14.8 delMPMS del API, “Liquefied Petroleum Gas Measurement” (Medición de Gas Licuado de Petróleo).

A continuación, se indican algunas ventajas de la medición:

a. La medición puede incrementar la disponibilidad de tanques, puesto que no es necesario aislar ningún tanque para el único propósito de aforo y medición.

b. La medición es propicia para el cálculo, indicación y visualización instantánea del caudal y cuantificación del volumen.

c. La medición puede entregar un volumen medido a través de varias fuentes al mismo tiempo a un solo punto de medición, o puede entregar un volumen medido tomado de una sola fuente a varios puntos de medición.

d. La precisión de la medición puede ser controlada fácilmente utilizando referencias estándar.

e. La medición permite que en volúmenes dinámicos se aplique un promedio de temperaturas y muestras a los volúmenes.

Esta publicación no aprueba ni recomienda el uso preferencial de ningún tipo específico de equipos o sistemas, ni intenta restringir el desarrollo futuro de tales equipos.

5.1.2 Alcance

El Capítulo 5 del MPMS de API intenta ser una guía para la adecuada especificación, instalación y funcionamiento

de los medidores diseñados para la medición dinámica de hidrocarburos líquidos, a fin que se puedan alcanzar precisión, duración, seguridad, confiabilidad y control de calidad aceptables. El Capítulo 5 del MPMS  del API

también incluye información que ayudará a la solución de problemas y a mejorar el rendimiento de los medidores. 5.1.2.1 CAMPO DE APLICACIÓN

El campo de aplicación del Capítulo 5 del MPMS  del API es la medición de los hidrocarburos y los productos

químicos líquidos a través de medidores, en las condiciones de temperatura y presión que prevalecen dentro de un medidor bajo las condiciones de paso del flujo. El Capítulo 5 del MPMS del API también se ocupa de la medición de

hidrocarburos que pueden a través de calor, enfriamiento o compresión mantenerse líquidos conservando la temperatura y presión adecuadas.

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2 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

5.1.3 Publicaciones de Referencia

Como se indica en el Prólogo, esta edición del Capítulo 5 del MPMS del API contiene seis secciones principales; pueden agregarse otras secciones, si surge la necesidad. Las ediciones actuales de los siguientes estándares de

MPMS del API contienen información aplicable a este capítulo: Manual de Estándares de Medición del Petróleo del API

Chapter 1 “Vocabulary” (Vocabulario)

Chapter 4 “Proving Systems” (Sistemas de Probadores)

Chapter 6 “Metering Assemblies” (Montaje de Sistemas de Medición) Chapter 7 “Temperature” (Determinación de Temperatura)

Chapter 8 “Sampling” (Muestreo)

Chapter 9 “Density” (Determinación de Densidad)

Chapter 11 “Physical Properties Data” (Datos de Propiedades Físicas)

Chapter 12 “Statistical Aspects of Measuring and Sampling” (Aspectos Estadísticos de la Medición y el Muestreo)

Chapter 13 “Application of Statistical Methods” (Aplicación de Métodos Estadísticos) Chapter 14 “Natural Gas Fluids Measurement” (Medición de Fluidos de Gas Natural) Chapter 20.1 “Allocation Measurement” (Medición de Cuotas de Producción)

Chapter 21.2 “Flow Measurement Using Electronic Metering Systems” (Medición de Flujo Utilizando Sistemas de Medición Electrónica)

5.1.4 Consideraciones para el Diseño de las Instalaciones de Medición

El diseño de las instalaciones de medición debería tener en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La instalación debería poder satisfacer las características de rendimiento requeridas para la aplicación entre los caudales máximos y mínimos, a la máxima presión de operación y dentro del rango de temperatura y tipos de líquidos que serán medidos. Si es necesario, la instalación debería incluir dispositivos de protección que mantengan el funcionamiento del medidor dentro de los límites de diseño.

b. La instalación debería asegurar una vida útil prolongada y confiable. Los coladores, los filtros, los eliminadores de aire/vapor u otros dispositivos de protección deben instalarse aguas arriba de los medidores para quitar sólidos o gases que pueden producir daños en los medidores, desgaste prematuro de los medidores y/o errores de medición. c. La instalación debería mantener una presión adecuada en el líquido dentro del sistema de medición bajo todas las temperaturas para asegurar que el fluido que se mida esté en estado líquido todo el tiempo.

d. La instalación debería posibilitar la prueba de cada medidor y brindar la posibilidad de replicar las condiciones normales de operación en el momento de la prueba.

e. La instalación debería asegurar, siempre que sea necesario, el apropiado acondicionamiento del flujo tanto aguas arriba como aguas abajo del medidor o de los medidores.

f. La instalación debería cumplir con todas las regulaciones y códigos aplicables.

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   -  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 3

5.1.5 Factores por Considerar al seleccionar Medidores y Equipos Auxiliares de Medidores

El Capítulo 5.4 del MPMS del API brinda información que ayudará a seleccionar el accesorio adecuado para sus

medidores. Además, se debería consultar al fabricante y considerar específicamente a los siguientes elementos: a. Las propiedades de los líquidos medidos, incluida la viscosidad, la densidad, la presión del vapor, la toxicidad, la corrosión, la abrasión y la capacidad de lubricación. Se debe prestar especial atención a los fluidos tóxicos y con control de atmósferas para evitar y controlar posibles fugas o derrames.

b. El caudal de operación y si el flujo es continuo, intermitente, fluctuante, bidireccional y/o reversible.

c. Las especificaciones de rendimiento (p. ej.: linealidad y repetitividad de un medidor) que se requieren para la aplicación (p. ej., vea la Figura 1).

d. La clase y el tipo de conexiones de tuberías y materiales, y las dimensiones del equipo que se va a utilizar. e. El espacio requerido para la instalación del medidor y la instalación del probador.

f. El rango de presiones de operación (incluidas las sobrecargas), las pérdidas de presión aceptables a través del medidor y si la presión del líquido es adecuada para evitar la vaporización.

g. El rango de temperatura de operación y la aplicabilidad de compensación automática de temperatura. h. Los efectos de los contaminantes corrosivos en el medidor.

i. La cantidad y el tamaño de los materiales extraños, incluidas las partículas abrasivas, transportados en la corriente de líquido.

 j. Los tipos de dispositivos o sistemas de lectura e impresión que se utilizarán, la pre-amplificación de la señal (consulte el Capítulo 5.4 del MPMS del API) y las unidades estándar de volumen o masa que se requieren.

k. El tipo, el método y la frecuencia de las corridas con el probador (consulte el Capítulo 4 del MPMS del API). l. El método mediante el cual un medidor se puede probar en su rango de funcionamiento normal y el método mediante el cual un medidor en un banco de medidores se puede agregar o quitar de la línea a medida que cambia el caudal total.

m. Si se necesita el registro de volumen o de masa. n. El método de contabilizar los registros de un medidor.

o. La necesidad de equipos auxiliares, como totalizadores, pulsadores, aparatos para inyección de aditivos, mezcladores y dispositivos para el control de la entrega de una cantidad predeterminada. Cuando se utilizan dispositivos mecánicos auxiliares accionados por medidores, se debe tener cuidado para limitar la torsión total aplicada al elemento de medición (consulte el Capítulo 5.4 delMPMS del API).

p. Válvulas en la instalación de los medidores. Las válvulas requieren una consideración especial puesto que su rendimiento puede afectar la precisión de la medición. Las válvulas de flujo o de control de presión del medidor de flujo principal deberían tener la capacidad de abrirse y cerrarse suavemente para evitar golpes y sobrecargas. Otras válvulas, particularmente aquellas ubicadas entre el medidor o los medidores y el probador (por ejemplo, las válvulas, los desagües y los venteos que desvían el flujo) requieren cierre a prueba de fugas, que puede obtenerse con una válvula de bloqueo doble y purga con purga indicadora, o por otro método de eficacia similar para verificar la integridad del cierre.

q. Métodos/costos de mantenimiento y repuestos requeridos. r. Requisitos y aptitud para sellos de seguridad.

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4 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

s. Los requisitos del suministro de energía para la lectura continua o intermitente del medidor (consulte el Capítulo 5.4 delMPMS del API).

t. La fidelidad y la seguridad de los sistemas de transmisión de pulsos/datos (consulte el Capítulo 5.5 delMPMS del

API)

5.1.6 Guía para Seleccionar el Tipo de Medidor

Los medidores de desplazamiento, de turbina o Coriolis se utilizan normalmente para medir hidrocarburos líquidos en aplicaciones de transferencias de custodia. En muchas situaciones, se prefiere un tipo de medidor, pero en algunos casos, cualquiera de estos tipos de medidores es satisfactorio.

A pesar de que factores como la presión, la temperatura, la viscosidad, el caudal y la contaminación del fluido pueden influenciar en el tipo de medidor seleccionado, la viscosidad, el rango de flujo y la contaminación del fluido deberían considerarse en primer lugar.

Debido a que los medidores Coriolis son los menos afectados por la contaminación del fluido, a menudo se los suele seleccionar sobre los otros dos tipos de medidores.

La Figura 1 describe las directrices para seleccionar un medidor de desplazamiento o un medidor de turbina en términos de viscosidad y caudal. Esta figura muestra que los medidores de desplazamiento funcionan mejor con líquidos de alta viscosidad y que los medidores de turbina funcionan mejor con líquidos de baja viscosidad. Los medidores de turbina funcionan mejor con flujo totalmente turbulento (es decir, cuando el Número Reynolds está por encima de 10,000). Así, en caudales mayores, se pueden utilizar medidores de turbina en líquidos de viscosidades más altas. Los medidores de turbina de tipo de rotor helicoidal de dos paletas funcionan satisfactoriamente en Números Reynolds más bajos que los medidores de turbina convencionales de paletas múltiples.

Ambos medidores, de desplazamiento y de turbina, pueden experimentar variaciones en el rendimiento cuando se utilizan con líquidos que tienen viscosidades cambiantes. Este efecto con los medidores de desplazamiento es mayor en líquidos de baja viscosidad. En los medidores de turbina, es mayor en líquidos de alta viscosidad. Puesto que el efecto en los medidores de turbina está directamente relacionado con el Número Reynolds, los medidores de turbina de menor tamaño experimentan este problema a viscosidades más bajas que los medidores de turbina de mayor tamaño. El efecto de la viscosidad cambiante en los medidores de turbina de tipo de rotor helicoidal de dos paletas es típicamente inferior que en los medidores de turbina de paletas múltiples convencionales. El rendimiento de los medidores Coriolis generalmente no se ve afectado por cambios en la viscosidad. Sin embargo, viscosidades más altas pueden dar como resultado excesivas caídas de presión.

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  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 5

Los medidores de turbina regularmente se prefieren sobre los medidores de desplazamiento en tuberías para productos refinados, como propano, gasolina, queroseno o diesel. En términos de funcionamiento a régimen continuo, tienen una vida útil de servicio más larga que los medidores de desplazamiento, y son tantos o más precisos para la medición de estos tipos de productos.

Generalmente, los medidores de turbina no deberían utilizarse en líquidos que contengan sustancias que puedan depositarse en las superficies del medidor y afectar el área transversal de flujo y, posiblemente, alguno de los otros factores de rendimiento. La frecuencia de prueba, los procedimientos de funcionamiento y el mantenimiento también se deben tener en cuenta cuando se evalúan las aplicaciones de este tipo. Al tener menos paletas, este efecto es menos pronunciado en medidores de turbina de tipo de rotor helicoidal de dos paletas.

Cuando se requiere registro de masa, debería considerarse el uso de medidores Coriolis porque estos miden el flujo de la masa directamente; mientras que los medidores de desplazamiento y de turbina requieren una medición de densidad precisa para convertir sus mediciones de volumen en mediciones de masa.

Una vez que se haya seleccionado un tipo de medidor, un apropiado diseño del sistema, su funcionamiento y un mantenimiento adecuado deben ser desarrollados a fin de obtener mediciones precisas.

5.1.6.1 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO

Los medidores de desplazamiento tienen las siguientes ventajas en relación a otros tipos de medidores: a. Capacidad para medir líquidos viscosos.

b. Capacidad para funcionar sin fuente de energía externa. c. Capacidad para registrar caudales cercanos a cero. d. Simplicidad conceptual de diseño y funcionamiento. e. No se requiere acondicionamiento de flujo.

f. Se requiere menos contrapresión.

Los medidores de desplazamiento tienen las siguientes desventajas en relación a otros tipos de medidores: g. Susceptibilidad a daños por sobrecarga de flujo y por presencia de gases.

h. Susceptibilidad a la corrosión y a la erosión.

i. Reducción severa del flujo si el medidor se atasca.

 j. Aumento de los requerimientos de mantenimiento en el tiempo. k. Sensibilidad a los cambios de viscosidad a viscosidades más bajas. 5.1.6.2 MEDIDORES DE TURBINA

Los medidores de turbina tienenlas siguientes ventajas en relación a otros tipos de medidores: a. Rango de flujo amplio para líquidos de viscosidad baja.

b. Tamaño y peso pequeños. c. Vida útil prolongada.

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6 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

Los medidores de turbina tienen las siguientes desventajas en relación a otros tipos de medidores: e. Necesidad de acondicionamiento de flujo.

f. Necesidad de control de contrapresión para evitar vaporización súbita y/o cavitación y errores.

g. Dificultad para medir líquidos de alta viscosidad (especialmente medidores convencionales de turbina de paletas múltiples).

h. Susceptibilidad a la adherencia de materiales o a la formación de depósitos.

i. Sensibilidad a los cambios de viscosidad a viscosidades más altas (Números Reynolds más bajos).  j. Susceptibilidad a daños por flujo intermitente de gases o sobrecarga de flujo.

5.1.6.3 MEDIDORES CORIOLIS

Los medidores Coriolis tienen las siguientes ventajas en relación a otros tipos de medidores: a. Bajo mantenimiento: son mínimamente afectados por sustancias abrasivas y corrosivas. b. No son susceptibles a daños por flujo intermitente de gases.

c. Capacidad para registrar caudales cercanos a cero. d. Mínimamente afectados por los cambios de viscosidad.

e. Mediciones directas de masa y densidad (que brindan una medición de volumen indirecta). f. Normalmente, no se requiere acondicionamiento del flujo.

Los medidores Coriolis tienenlas siguientes desventajas en relación a otros tipos de medidores: g. Sensibilidad a las condiciones de instalación, incluidos los golpes y las vibraciones.

h. La acumulación de depósitos internos puede afectar la precisión.

i. Los tamaños superiores a seis pulgadas no se utilizan comúnmente para las aplicaciones de transferencia de custodia volumétrica.

 j. A veces es difícil realizar las pruebas debido al retardo de la salida de pulso producido. k. El medidor requiere una puesta a cero periódica sin flujo.

l. Necesita un control de contrapresión. m. Producen una alta caída de presión. 5.1.7 Instalación

Los medidores deben instalarse según las recomendaciones del fabricante y no deben someterse a esfuerzos y vibraciones en las tuberías más allá de los límites recomendados. Se requiere el acondicionamiento del flujo para todos los medidores de turbina, pero no se requiere para los medidores de desplazamiento y para la mayoría de los medidores Coriolis.

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  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 7

5.1.7.1 VÁLVULAS

5.1.7.1.1 Si se permite una derivación alrededor de un medidor o de una batería de medidores, esta debería estar provista de una brida ciega o de una válvula de bloqueo doble y purga positiva con purga indicadora.

5.1.7.1.2 En general, todas las válvulas especialmente las válvulas accionadas por resorte o de cierre automático deberían estar diseñadas para que no puedan admitir la entrada de aire cuando están sometidas a condiciones de vacío.

5.1.7.1.3 Las válvulas para control de flujo intermitentes deberían ser de actuación rápida y a prueba de golpes para minimizar los efectos adversos del movimiento de inicio y detención del líquido.

5.1.7.1.4 Un dispositivo de control de flujo, tales como una válvula de control de caudal o un orificio de restricción, se debería instalar preferentemente aguas abajo del medidor y el probador. El dispositivo debería seleccionarse o ajustarse para que permita mantener presión suficiente para evitar la vaporización del fluido. Se recomienda disponer de una alarma para notificar que los caudales han caído por debajo del diseño mínimo. Si un dispositivo de reducción de presión u otro dispositivo de restricción (p. ej. válvula de retención, válvula de mariposa de aislamiento, etc.) se utiliza en el lado de entrada del medidor, este debe ser instalado aguas arriba lo más distante como sea posible. El dispositivo debe instalarse de forma tal que se mantenga suficiente presión aguas abajo de la instalación para evitar cualquier vaporización del líquido medido.

5.1.7.1.5 Puede que se requiera una válvula de contrapresión para mantener la presión en el medidor y en el probador por encima de la presión del vapor del fluido. En general, los medidores de desplazamiento no aceleran la velocidad de los fluidos y, normalmente, no están sujetos a la reducción de presión resultante que puede producir vaporización (cavitación) en otros tipos de medidores.

5.1.7.2 INSTALACIÓN DE TUBERÍAS

5.1.7.2.1 Normalmente, los medidores se instalan en posición horizontal. Ser debe consultar al fabricante si las limitaciones de espacio requieren una posición diferente. Por ejemplo, los medidores Coriolis a veces se instalan verticalmente.

5.1.7.2.2 En aquellos puntos donde el rango de flujo es demasiado para un medidor individual, donde no resulta práctico realizar una parada al sistema de medición o donde se necesita servicio continuo, puede instalarse un banco de medidores en paralelo. Cada medidor de este banco debe operarse dentro de sus caudales mínimos y máximos. Se debe proveer de un medio para balancear el flujo a través de cada medidor.

5.1.7.2.3 Los medidores deben instalarse y operarse de forma tal que puedan alcanzar una vida útil prolongada con un funcionamiento confiable. Esto puede requerir que se instalen dispositivos protectores para extraer abrasivos u otras sustancias entrampadas del líquido, las cuales podrían detener el mecanismo de medición o producir un desgaste prematuro del medidor. Se puede utilizar coladores, filtros, trampas de sedimento, tanques de reposo, separadores de agua, una combinación de estos elementos u otros dispositivos adecuados. Estos deberían tener el tamaño adecuado e instalarse de un modo correcto para que no afecten desfavorablemente el funcionamiento del sistema de medición. Pueden instalarse dispositivos protectores de manera individual o en una batería intercambiable, según la importancia del servicio continuo. Deberían instalarse dispositivos de monitoreo para determinar cuándo es necesario limpiar el dispositivo protector.

5.1.7.2.4 Los medidores deben instalarse y operarse de forma tal que funcionen satisfactoriamente en las condiciones que encuentren de viscosidad, presión, temperatura y rangos de flujo.

5.1.7.2.5 Los medidores deberían protegerse de forma adecuada contra las pulsaciones de la presión, las sobrecargas excesivas de flujo y la presión excesiva producida por la expansión térmica del líquido. Este tipo de protección puede requerir la instalación de tanques de alivio, cámaras de expansión, válvulas de limitación de presión, válvulas de liberación u otros dispositivos protectores. Cuando se colocan válvulas de liberación de presión entre el medidor y el probador, debería proporcionarse un medio para detectar las fugas de las válvulas.

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8 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

5.1.7.2.6 Cualquier condición que contribuya a la liberación de vapor de la corriente del líquido debe evitarse utilizando un diseño adecuado del sistema, y a través de la operación del medidor y el probador dentro del rango de flujo especificado por el fabricante. La liberación de vapor se puede minimizar o eliminar manteniendo contrapresión suficiente aguas abajo del medidor. Esto se puede lograr instalando el tipo de válvula adecuado (de contrapresión, de estrangulación o de reducción) aguas abajo del medidor y el probador.

Puede ser necesario consultar al fabricante del medidor para obtener recomendaciones sobre la presión de operación mínima aceptable para aplicaciones específicas.

5.1.7.2.7 Cada medidor debe instalarse de forma tal que se evite que aire o vapor pasen a través de este. Si es necesario, se debe instalar un equipo de eliminación de aire/vapor tan cerca como sea posible aguas arriba del medidor. Las tuberías de venteo de los eliminadores de aire/vapor deben ser del tamaño adecuado. Se debería prestar especial atención a la seguridad del sistema de venteo. Los eliminadores de aire no se pueden ventear cuando funcionan por debajo de la presión atmosférica. En condiciones adversas, es posible que aspiren aire hacia el interior del sistema. Una válvula de cierre preciso en la línea de venteo evitará que se aspire el aire hacia el interior del sistema en estas condiciones.

5.1.7.2.8 Los medidores y las tuberías deben instalarse para evitar drenajes accidentales y la vaporización del líquido. La tubería no debe tener puntos altos o bolsas de aire sin ventilar donde el aire o el vapor puedan acumularse y ser acarreados más tarde hacia el medidor por la turbulencia adicional producida por el aumento del caudal. La instalación debe evitar que el aire se introduzca en el sistema a través de válvulas con fugas, tuberías, casquillos de los ejes de las bombas, separadores, líneas de conexión y otros.

5.1.7.2.9 Las tuberías instaladas del medidor al probador deben minimizar la posibilidad de que el aire o el vapor queden atrapados. Las válvulas de purga manual deberían instalarse en puntos altos para permitir que el aire se purgue cuando sea necesario antes de la prueba. La distancia entre el medidor y el probador debe minimizarse. El diámetro de las tuberías de conexión debe ser suficientemente grande para evitar una disminución importante en el caudal durante la prueba. En las estaciones de medidores múltiples, las válvulas de estrangulación pueden instalarse aguas abajo de los medidores para regular el flujo a través del probador, mientras se prueba cada medidor.

5.1.7.2.10 La tubería debe estar diseñada de tal forma que evite la pérdida o la ganancia de líquido entre el medidor y el probador durante la prueba.

5.1.7.2.11 Se debería prestar especial atención a la ubicación de cada medidor, de sus equipos auxiliares y de su sistema múltiple de tuberías para minimizar la mezcla de líquidos diferentes.

5.1.7.2.12 Para aquellos medidores diseñados para fluir solamente en una dirección, se deben tomar precauciones para evitar flujo en la dirección opuesta.

5.1.7.2.13 Se debe proporcionar una manera de medir la temperatura para permitir la corrección de los efectos térmicos en la corriente o en el medidor. Se prefiere disponer de la capacidad de obtener la temperatura de la corriente en el interior del cuerpo del medidor. Algunos medidores de desplazamiento y de turbina de doble carcasa permiten la instalación de un dispositivo de medición de temperatura en el cuerpo del medidor. Sin embargo, esto no es práctico para la mayoría de los demás tipos de medidores por la manera en la que están construidos o por el tipo de dispositivo de medición de temperatura que se haya seleccionado.

Si no resulta práctico montar el dispositivo de medición de temperatura en el medidor, el dispositivo debería instalarse inmediatamente aguas abajo (preferentemente en el caso de medidores de turbina) o aguas arriba del medidor. En aquellos sistemas en los que varios medidores se operan en paralelo para una corriente común, se acepta un dispositivo de medición de temperatura en la corriente total, ubicado suficientemente cerca de las entradas o salidas del medidor, siempre y cuando las temperaturas de la corriente en cada medidor y en el punto de detección coinciden con la tolerancia especificada en el Capítulo 7. Deberían suministrarse termo pozos aguas abajo de cada medidor o aguas abajo de todos los medidores para verificar que las temperaturas de la corriente sean idénticas y que la temperatura aguas arriba represente la temperatura de los medidores. Consulte el Capítulo 7 del

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  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 9

5.1.7.2.14 Para determinar la presión en el medidor, deben instalarse un medidor, un registrador o un transmisor de rango adecuado cerca de la salida de cada medidor. Para los medidores de desplazamiento y Coriolis, se acepta la medición cerca de la entrada.

5.1.7.2.15 Se debe diseñar un múltiple de conexión (manifold) que mantenga al hidrocarburo pesado en un estado suficientemente líquido para permitir la medición a través de un medidor y que cumpla con los siguientes objetivos:

a. No alcanzar una temperatura excesivamente alta (p. ej.: que exceda la especificación de temperatura máxima del fabricante del equipo).

b. Que la temperatura no disminuya por debajo del nivel en el que la viscosidad del líquido se vuelva demasiado alta para el medidor en los caudales requeridos.

c. El control de la temperatura es especialmente importante cuando el medidor no está funcionando. Se debería consultar al fabricante del medidor sobre los límites superiores e inferiores para la viscosidad y la temperatura. 5.1.7.3 INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Los sistemas de los medidores pueden incluir una variedad de accesorios eléctricos o electrónicos, como se explica en el Capítulo 5.4. Los sistemas eléctricos deben diseñarse e instalarse para cumplir con las recomendaciones del fabricante y las clasificaciones aplicables para áreas peligrosas, para evitar interferencias de señales y ruido de los equipos eléctricos cercanos y para minimizar la posibilidad de que se produzcan daños mecánicos en los componentes.

5.1.8 Rendimiento del Medidor

El desempeño general de medición de los medidores depende de la condición del medidor y sus accesorios, las correcciones de temperatura y presión, el sistema de probadores, la frecuencia de prueba y las variaciones entre las condiciones de operación y de prueba. La precisión inherente de un medidor a menudo se publica en las especificaciones del fabricante y puede estar expresada en repetitividad y/o linealidad. En otras palabras, la precisión se basa en cuán repetible y cuán lineal puede permanecer el medidor dentro de las especificaciones de rendimiento del fabricante. Las especificaciones del fabricante están basadas en el funcionamiento del medidor dentro de los rangos de flujo, y dentro de un angosto rango de presiones, temperaturas y viscosidades del fluido. Para las aplicaciones de transferencia de custodia, se deberían utilizar medidores con la precisión inherente más alta y deberían probarse en el sitio. Los medidores deberían funcionar dentro de las especificaciones del fabricante. Un indicador excelente del desempeño de un medidor es su desarrollo, así como la historia de su factor de medidor a partir de la prueba del mismo. Un factor del medidor obtenido dado un conjunto de condiciones no necesariamente se aplicará a un cambio de condiciones diferentes. Las curvas de rendimiento del medidor se pueden desarrollar a partir de un conjunto de resultados de prueba. La curva en la Figura 2 se denomina curva de linealidad.

Las siguientes condiciones pueden afectar el factor del medidor:

a. Caudal

b. Viscosidad del líquido. c. Temperatura del líquido. d. Densidad del líquido.

e. Presión del líquido que fluye. f. Limpieza y lubricación del líquido.

g. Material extraño alojado en el medidor, colador o en el elemento de acondicionamiento de flujo.

h. Los cambios en las tolerancias mecánicas o en la geometría interna que se producen por el desgaste o por daños. i. Cambios en las tuberías, válvulas o posiciones de las válvulas que afectan el perfil del fluido o producen remolinos en un medidor de turbina.

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10 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

Figura 2—Características del Desempeño de un Medidor de Turbina 5.1.9 Funcionamiento y Mantenimiento del Medidor

Esta sección abarca las prácticas de operación recomendadas para medidores instalados. Las partes interesadas deberían tener acceso a todos los datos de operación que pertenecen a la medición, incluidos los cuadros de control del factor del medidor.

5.1.9.1 CONDICIONES QUE AFECTAN LAS OPERACIONES

5.1.9.1.1 La precisión general de la medición depende de la condición del medidor y sus accesorios, las correcciones de temperatura y presión, el sistema de probadores, la frecuencia de prueba, y las variaciones, si existe alguna, entre las condiciones de operación y de prueba. Un factor del medidor obtenido desde un conjunto de condiciones no necesariamente se aplicará a un juego de condiciones diferentes.

5.1.9.1.2 Los medidores deberían funcionar con el equipo auxiliar y dentro de los rangos de caudales especificados por el fabricante. Los medidores deberían funcionar únicamente con líquidos cuyas propiedades concuerden con el diseño de la instalación.

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   -  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 11

5.1.9.1.3 Si un medidor debe utilizarse para un flujo bidireccional, se deben obtener los factores del medidor para cada dirección del flujo.

5.1.9.1.4 Si no se quitan los materiales extraños aguas arriba del flujo del medidor, se puede producir una medición incorrecta o un daño en el medidor. Los coladores, filtros u otros dispositivos protectores deberían colocarse aguas arriba del flujo del medidor.

5.1.9.2 PRECAUCIONES PARA LA OPERACIÓN DE MEDIDORES RECIENTEMENTE INSTALADOS

Cuando se pone en servicio una nueva instalación de medidores, particularmente en tuberías recientemente instaladas, es posible que se introduzcan materiales extraños en el mecanismo de medición durante el pase inicial de líquido. Se debería brindar protección contra el mal funcionamiento o los daños por materiales extraños, como aire o vapor, escoria, desechos, salpicaduras de soldaduras, rebabas de roscas, compuesto para tuberías, etc. Los siguientes son medios de protección del medidor contra materiales extraños:

a. Reemplazo temporal del medidor con un carrete. b. Colocación de una derivación alrededor del medidor. c. Extracción del elemento de medición.

d. Instalación de un dispositivo de protección aguas arriba del medidor.

5.1.9.3 INSTRUCCIONES PARA OPERAR LOS SISTEMAS DE MEDIDORES

Los procedimientos, tanto para operar los sistemas de medición como para calcular las cantidades medidas, deberían entregarse al personal en las estaciones de medición. La siguiente es una lista de elementos que deberían incluir estos procedimientos, junto con los capítulos del Manual de Estándares de Medición del Petróleo del API que pueden utilizarse como referencia para desarrollar estas guías de operación:

a. Un procedimiento estándar para la prueba de medidores (Capítulo 4). b. Instrucciones para la operación de medidores de reserva o de repuesto.

c. Caudales máximos y mínimos y otra información de operación, como presión y temperatura.

d. Instrucciones para la aplicación de factores de corrección de presión y temperatura (Capítulo 12.2). e. Un procedimiento para registrar e informar las cantidades corregidas y otros datos observados.

f. Un procedimiento para calcular la cantidad que pasó en caso de que se produzca una falla del medidor o un error de medición.

g. Instrucciones para utilizar los cuadros de control y la medida que debe tomarse cuando el factor del medidor excede los límites aceptables establecidos (Capítulo 13).

h. Instrucciones sobre quién debería presenciar las pruebas y las reparaciones de los medidores. i. Instrucciones para el informe de roturas en los sellos de seguridad.

 j. Instrucciones para el uso de todas las formas y los cuadros necesarios para registrar los datos que respaldan los informes de pruebas y las boletas de los medidores.

k. Instrucciones para el mantenimiento de rutina. l. Instrucciones para la toma de muestras (Capítulo 8).

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12 CAPÍTULO 5—MEDICIÓN

m. Detalles de la política general relacionada con la frecuencia de la prueba y la reprueba de los medidores cuando los cambios en el caudal u otras variables afectan la precisión del medidor (Capítulos 4 y 5).

n. Los procedimientos para operaciones que no están incluidos en esta lista, pero que pueden ser importantes en una instalación individual.

o. Documentación de todos los rangos y alcances de los medidores y los instrumentos asociados. 5.1.9.4 PRUEBA DE MEDIDORES

5.1.9.4.1 Cada medidor debería estar conectado a un probador, o se deberían proporcionar conexiones permanentes para un probador portátil o un medidor maestro para obtener y demostrar el uso de factores de medidores que representan las operaciones actuales. Los métodos de prueba seleccionados deben ser aceptables para todas las partes involucradas (consulte el Capítulo 4).

5.1.9.4.2 La frecuencia óptima de la prueba depende de tantas condiciones de operación que no se recomienda establecer un tiempo fijo o un intervalo de volumen para todas las condiciones. En servicios con fluidos limpios a caudales y temperaturas sustancialmente uniformes, los factores del medidor tienden a variar poco y, por esto, requieren una prueba de medidor menos frecuente. Se requieren pruebas más frecuentes con fluidos que contienen materiales abrasivos, en servicios de gas licuado de petróleo en los que el desgaste de los medidores puede ser significativo, o en cualquier servicio en que los caudales y/o las viscosidades varíen sustancialmente. De la misma manera, los cambios frecuentes en los tipos de productos necesitan pruebas más frecuentes. En las estaciones con cambios rápidos de temperatura ambiente, los factores del medidor varían respectivamente y se deberían realizar pruebas con mayor frecuencia. El estudio del cuadro de control del factor del medidor, que debería incluir datos sobre temperatura y caudales de los líquidos, ayudará a determinar con mayor precisión la frecuencia óptima de las pruebas (consulte 5.1.10.5).

5.1.9.4.3 Las pruebas deberían ser frecuentes (p. ej.: en cada lote o todos los días) cuando se instala inicialmente un medidor. Una vez que la prueba frecuente haya mostrado que los factores del medidor de un líquido dado se reproducen dentro de límites muy angostos, la frecuencia de la prueba se puede reducir si los factores están bajo control y la repetitividad general de las mediciones es satisfactoria para las partes involucradas.

5.1.9.4.4 Un medidor siempre se debería probar después de que se realicen tareas de mantenimiento que puedan afectar la medición. Si el mantenimiento ha cambiado los valores de los factores del medidor, debería repetirse el período de pruebas relativamente frecuente para establecer una nueva base de datos de factores mediante la cual se pueda monitorear el rendimiento del medidor.

Cuando se hayan estabilizado los valores, la frecuencia de prueba se puede volver a reducir. 5.1.9.5 MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS FACTORES DEL MEDIDOR

5.1.9.5.1 Los factores del medidor se pueden analizar con un método de control estadístico adecuado. El Capítulo 13.2 trata acerca de los métodos de control de medición de los medidores y otros métodos de análisis que utilizan la comparación histórica de los datos del factor del medidor para monitorear el rendimiento de los medidores. 5.1.9.5.2 Los cuadros de control del factor del medidor son, esencialmente, gráficos de valores sucesivos del factor del medidor a lo largo de la abscisa en el valor ordinal apropiado, con representación paralela en la abscisa que representa X ± 1, X ± 2, y X ± 3, donde X es el valor de promedio aritmético del factor del medidor y  es la

desviación estándar u otro criterio de tolerancia de nivel (por ejemplo (0,0025 o [0,0050]). Un cuadro de control se puede mantener para cada medidor en cada producto o tipo de crudo en una tasa especificada o un rango de tasas para los que se debe utilizar el medidor.

5.1.9.5.3 Los métodos de control del factor del medidor se pueden utilizar para brindar una advertencia de problemas en la medición y para mostrar cuándo y hasta qué punto los resultados pueden haberse desviado de las normas aceptadas. Los métodos pueden utilizarse para detectar problemas, pero no definirán la naturaleza de los mismos. Cuando se encuentran problemas o se sospecha la presencia de estos, el sistema de medición debería revisarse sistemáticamente. Los siguientes problemas ocurren comúnmente en los sistemas de medición:

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   -  SECCIÓN 1—CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MEDICIÓN CON MEDIDORES 13

a. Las propiedades físicas del líquido cambian.

b. Las condiciones de operación (p. ej.: caudal, producto, etc.) han cambiado.

c. Las partes móviles o las superficies internas del medidor se desgastan o se contaminan con los materiales extraños.

d. Se producen fugas en las válvulas de aislación y de desviación.

e. El sistema de prueba y sus componentes requieren mantenimiento (consulte el Capítulo 4).

f. El aire queda atrapado en algún punto del conjunto de múltiples (esta posibilidad debe ser remediada por un procedimiento o un equipamiento).

g. La calibración de la presión, la temperatura y los dispositivos de detección de densidad deben revisarse.

h. Cuando se utiliza un tanque como probador, el acto de abrir y cerrar la válvula de desviación es excesivamente lento (la apertura y el cierre deberían ser suaves y rápidos).

5.1.9.6 MANTENIMIENTO DEL MEDIDOR

5.1.9.6.1 Para los propósitos de mantenimiento, se debería hacer una distinción entre las piezas del sistema que pueden ser revisadas por el personal de operaciones (piezas como medidores a presión y termómetros de mercurio) y componentes más complejos que pueden requerir los servicios del personal técnico. Normalmente, se puede esperar que los medidores y el equipo asociado funcionen correctamente durante períodos prolongados. El ajuste indiscriminado de las piezas más complejas y el desmontaje del equipo no son necesarios y no se recomiendan. Se deberían seguir las recomendaciones de mantenimiento estándar del fabricante.

5.1.9.6.2 Los medidores almacenados durante un período largo deberán mantenerse bajo cubierta y tener protección para minimizar la corrosión.

5.1.9.6.3 Establecer un esquema definitivo para el mantenimiento del medidor es difícil, tanto en tiempo como en volumen, a causa de los muy diversos tipos de tamaños, servicios y líquidos que se miden. La reparación o la inspección esquematizadas de un medidor se puede lograr mejor monitoreando la historia del factor del medidor para cada producto o tipo de petróleo crudo. En la operación normal, se producirán naturalmente pequeños cambios aleatorios en el factor del medidor, pero, si el valor de estos cambios excede los límites de desviación establecidos del método de control, debería investigarse la causa de estos cambios y se debería brindar cualquier mantenimiento que sea necesario. El uso de límites de desviación para determinar una variación normal aceptable balancea el hecho de buscar problemas que no existen y no buscar problemas que sí existen.

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References

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