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VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICION DE HIDROCARBUROS CAPÍTULO 12 CÁLCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPÍTULO 12 CÁLCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO

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RELACIÓN DE VERSIONES VERSIÓN

DESCRIPCIÓN

FECHA

00

EMISIÓN DEL DOCUMENTO

SEPTIEMBRE 1 DE 2005

01

REVISIÓN DEL DOCUMENTO

SEPTIEMBRE 24 DE 2008

DEPENDENCIA RESPONSABLE

REVISÓ

APROBÓ

Este documento se validó en el Comité Táctico de Medición integrado por los líderes de medición de las áreas de negocio:

SARA ISABEL PARRA Líder de Medición GRB – VRP

ALEXANDER CARDONA GÒNGORA Líder de Medición (E) VIT

JUAN MANUEL NOCUA Líder de Medición VPR

CARLOS GUSTAVO ARÉVALO Líder de Medición RCSA

CARLOS REINEL SANABRIA Líder de Medición GPS-VSM

JAIRO H. GUZMÁN MEJÍA Líder de Medición I.C.P.

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TABLA DE CONTENIDO 1. OBJETO ........................................................................................................... 4 2. ALCANCE ........................................................................................................ 4 3. GLOSARIO ....................................................................................................... 4 4. DOCUMENTOS DEROGADOS ....................................................................... 4 5. CONDICIONES GENERALES ......................................................................... 4 6. DESARROLLO ................................................................................................. 4 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10

TIQUETE DE MEDICIÓN .................................................................................... 4 LIQUIDACIÓN DE VOLUMEN CON MEDICIÓN ESTÁTICA ............................... 5 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO CON MEDICIÓN ESTÁTICA ......................... 9 FACTORES DE CORRECCIÓN UTILIZADOS EN MEDICIÓN DINÁMICA ....... 10 SÍMBOLOS ........................................................................................................ 11 DEFINICIONES ................................................................................................. 11 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DEL MEDIDOR (MF) ................................... 13 FACTOR DEL MEDIDOR .................................................................................. 18 LIQUIDACIÓN DE VOLUMEN CON MEDICIÓN DINÁMICA ............................. 19 REGLAS DE APROXIMACIÓN PARA REDONDEO DE CIFRAS ...................... 20

7. REGISTROS................................................................................................... 22 8. CONTINGENCIAS .......................................................................................... 22 9. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 23 10.

ANEXOS ..................................................................................................... 23

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1. OBJETO Definir los términos, ecuaciones y métodos empleados para el cálculo de cantidades de hidrocarburos líquidos y biocombustibles en transferencia de custodia, control de inventarios, fiscalización y control operacional.

2. ALCANCE Aplica a las áreas operativas y técnicas responsables del cálculo de las cantidades medidas de forma estática y/o dinámica de hidrocarburos líquidos. Cubre los términos empleados para el cálculo de cantidades de hidrocarburos y biocombustibles, las ecuaciones para estimar los factores de corrección y la secuencia para liquidación de tiquetes y reglas de redondeo.

3. GLOSARIO Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos “Condiciones Generales” en su numeral 3 – Glosario.

4. DOCUMENTOS DEROGADOS Deroga el Capítulo 12 del MUM, “Cálculo de Cantidades del Petróleo” ECP-VSM-M-00112, versión 00 del 1 de septiembre de 2005.

5. CONDICIONES GENERALES De la comprensión de los conceptos, del correcto cálculo de los factores de corrección y de la aplicación de los procedimientos que se describen a continuación depende el éxito y la confiabilidad de los datos que son liquidados.

6. DESARROLLO 6.1

TIQUETE DE MEDICIÓN

Un Tiquete de Medición es el reconocimiento escrito de un recibo o entrega de hidrocarburo. Si un cambio de propiedad o custodia ocurre durante la transferencia, el Tiquete de Medición sirve como documentación entre las partes involucradas en cuanto a las cantidades medidas y los ensayos de calidad de los hidrocarburos transferidos. El tiquete debe tener todos los datos de campo necesarios para el cálculo de cantidad.

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No está permitido realizar tachones o enmendaduras a un tiquete. Se recomienda gene rar un tiquete de corrección que soporte las correcciones requeridas y que esté adherido al tiquete original. Todos los tiquetes deben ser suficientemente legibles. 6.2

LIQUIDACIÓN DE VOLUMEN CON MEDICIÓN ESTÁTICA

La medición estática descrita en ECP-VSM-M-001-03, Capítulo 3 de este Manual, se utiliza para determinar volúmenes en tanques. A continuación se presentan las definiciones y el procedimiento para realizar dicha liquidación: 6.2.1

Datos observados

Los datos observados ó de entrada, relacionados en la Tabla 1, deberán ser recogidos como un primer paso en el proceso de cálculo. Esta información debe haberse recogido según las indicaciones señaladas en los Capítulos 3, 7, 8, 9, 10 y 11 del MMH para ser incluida en el Tiquete de Medición

Altura de referencia en la tabla de aforo Altura de referencia observada Medida de fondo ó vacío Nivel de agua libre Temperatura promedio del líquido Gravedad API observada Porcentaje de agua y sedimento Temperatura ambiente

Tabla 1- Datos observados

6.2.2

Datos calculados

En la Tabla 2 se presentan los datos necesarios para el proceso de cálculo, los cuales son calculados o extraídos utilizando los datos de entrada señalados anteriormente.

Volumen total observado (TOV) Volumen de agua libre (FW) Corrección por techo flotante (FRA) Corrección por temperatura de lámina (CTSh) Volumen Bruto Observado (GOV) Gravedad API a 60 °F Corrección por temperatura de líquido (CTL) Volumen Bruto Estándar (GSV) Agua y sedimento (volumen o factor S&W) Volumen neto estándar (NSV)

Tabla 2 – Datos calculados

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6.2.2.1 Volumen Total Observado (TOV) Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, sedimento y agua en suspensión y agua libre, a la temperatura y presión observada. Se determina con la altura de llenado del tanque y su tabla de aforo (Capítulos 2 y 3 del MMH) 6.2.2.2 Volumen Bruto Observado (GOV) Para calcular el GOV se deduce el volumen de agua libre (FW) del volumen total observado (TOV) y se multiplica el resultado por la corrección de temperatura de lámina (CTSh) y luego aplicar el ajuste por techo flotante (FRA), cuando sea aplicable. Se determina por medio de la siguiente ecuación: GOV = [(TOV-FW) x CTSh] ± FRA 6.2.2.3 Factor de Corrección por la temperatura en la lámina (CTSh) Cuando un tanque está sujeto a un cambio en la temperatura, cambiará su volumen como consecuencia de este hecho. Asumiendo que los tanques son calibrados de acuerdo al API MPMS Capitulo 2 cada tabla de calibración o de aforo se basa en la temperatura específica de la lámina del respectivo tanque. Si la temperatura de la lámina del tanque difiere de la que se encuentra registrada en la tabla de calibración, el volumen extraído de la tabla debe ser corregido, utilizando el factor de corrección por efecto de temperatura en la lámina del tanque. Este puede obtenerse directamente a través de la tabla B-1 Apéndice B del Capítulo 12 Sección 1 Parte 1 del API-MPMS o utilizando la siguiente ecuación: CTSh = 1 + 2αΔT+α2ΔT2 Donde: α ΔT

= Coeficiente de expansión lineal del material del tanque = Temperatura de lámina del tanque (Ts) – Temperatura base (Tb)

Valores de α para diferentes materiales de construcción se encuentran en la Tabla 4 del Capítulo 12.1.1 del API MPMS. Para tanques sin aislamiento, la temperatura de lámina puede calcularse por la siguiente ecuación:

Donde:

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(TL= temperatura del liquido y Ta= temperatura ambiente a la sombra) Para tanques con aislamiento se puede considerar que TL es igual a Ts. El factor CTSh se debe redondear a cinco cifras decimales 6.2.2.4 Ajuste por el techo flotante (FRA) La corrección por desplazamiento del techo flotante puede ser realizada de dos formas: Si la corrección del techo se incluyó dentro de la tabla de aforo utilizando una gravedad API de referencia, siga este procedimiento: Identificar el tipo de producto, la gravedad API a 60 °F y la temperatura del líquido (°F). Obtener de la tabla 5A para crudos o 5B para refinados la gravedad API observada en el tanque. Calcular la diferencia entre la gravedad API observada y la gravedad API de referencia que aparece en la tabla de aforo. Multiplicar la diferencia anterior por el volumen que aparece en la tabla de aforo para el ajuste por techo flotante, que puede ser negativo o positivo según la gravedad API de referencia. Si la tabla de aforo no tiene contemplada la deducción por techo, esta se puede calcular dividiendo el peso del techo flotante por el peso por unidad de volumen a temperatura estándar multiplicado por el CTL a las condiciones observadas del líquido.

Nota: La corrección por techo flotante puede no ser exacta si el nivel de líquido se encuentra dentro de la zona critica, independientemente del estilo de tabla utilizada; asimismo la corrección no aplica para volúmenes por debajo de la zona critica. La densidad debe estar dada en unidades consistentes con el peso del techo y con la tabla de aforo. Se recomienda drenar el techo antes de efectuar las medidas en el tanque para determinar el FRA. 6.2.2.5 Volumen Bruto Estándar (GSV) Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, sedimento y agua, excluida el agua libre, corregido mediante el factor de corrección de volumen apropiado (CTL o VCF) para la temperatura observada y gravedad API, la densidad relativa o densidad a una

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temperatura estándar (60ºF ó 15 °C). El GSV se calcula multiplicando el GOV por el factor de corrección por efecto de la temperatura en el líquido (o factor de corrección de volumen): GSV = GOV x CTL 6.2.2.6 Corrección por efecto de la temperatura en el líquido (CTL ó VCF) Si un volumen de petróleo liquido está sujeto a un cambio en temperatura, su densidad disminuirá si la temperatura aumenta o aumentará si la temperatura disminuye. Este cambio de densidad es proporcional al coeficiente de expansión térmica del líquido y a su temperatura. El factor de corrección por el efecto de la temperatura sobre la densidad del líquido es llamado CTL o VCF. Este factor de corrección ajusta el volumen de un líquido que se halla a temperatura observada, a su volumen a una temperatura estándar. Para crudos este factor se halla en la Tabla ASTM 6A y para refinados en la Tabla 6B. Para otros productos consultar la Tabla 6 del API MPMS Capítulo 12.1.1 6.2.2.7 Contenido de agua y sedimento (S&W) El petróleo crudo y algunos otros productos líquidos derivados, contienen agua y sedimentos en suspensión, la cantidad de S&W es determinada por medio de análisis de laboratorio de una muestra representativa y se expresa como porcentaje en volumen. El volumen de agua y sedimento se deduce del GSV por aplicación de un factor de corrección (CSW). 6.2.2.8 Factor de corrección por el contenido de agua y sedimento (CSW) Para calcular el CSW, se debe conocer el porcentaje de S&W, el cual es suministrado por el laboratorio como resultado de análisis a la muestra tomada durante el proceso de medición del tanque. Así el factor CSW, se calcula por la fórmula: CSW = 1 – (%S&W/100) El contenido de S&W se deduce solamente al petróleo crudo; para los derivados, generalmente no se hace esta corrección, de tal modo que para estos productos tenemos que GSV = NSV. 6.2.2.9 Volumen neto estándar (NSV) Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, excluidos el sedimento y agua en suspensión y el agua libre a temperatura estándar.

NSV = GSV x CSW

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Esta fórmula se puede expandir a la siguiente: NSV = GSV x [1 – (%S&W/100)] 6.3

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO CON MEDICIÓN ESTÁTICA

La secuencia de cálculo de acuerdo a los numerales precedentes, sigue el siguiente flujo: TOV → GOV → GSV → NSV El procedimiento generalizado para la liquidación de volumen se resume a continuación: Medir el tanque y obtener el nivel del producto, nivel de agua libre, temperatura del tanque y la muestra del producto para determinar la Gravedad API y el porcentaje de S&W (Ver ECP-VSM-M-001-03 “Medición Estática“, ECP-VSM-M-001-07 “Determinación de Temperatura y ECP-VSM-M-001-08 “Muestreo”, ECP-VSM-M-001-10 “Determinación de BSW” a) Con la medida del tanque o nivel de líquido, registre a partir de la tabla de aforo el TOV b) Con la medida del agua libre obtenga su correspondiente volumen en la tabla de aforo del tanque. Este volumen debe deducirse al TOV. c) Determinar el CTSh y aplicarlo al resultado anterior para obtener el GOV. d) Corregir esta cantidad con el ajuste por efecto del techo flotante (FRA), si es aplicable. e) Corregir el GOV a la temperatura estándar, multiplicando por el CTL o VCF (Tabla 6A o 6B) para llegar al GSV. f) Ajustar el GSV por la cantidad de S&W existente, multiplicando el GSV por el CSW, para obtener el volumen neto estándar (NSV). Las expresiones matemáticas para cada uno de los valores requeridos son:

Los cálculos se deben realizar de manera secuencial, de tal modo que solamente el resultado final en el cálculo es redondeado. Si es necesario reportar cantidades intermedias las cifras pueden redondearse según se indica en la sección de Redondeo de cifras; sin embargo, la cifra redondeada no se incluirá en la secuencia de cálculo.

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A continuación se muestra un ejemplo de liquidación de volumen con un tanque de techo flotante (Adaptada de Tabla A-1 Capítulo 12.1.1 API MPMS) ANÁLISIS Y DATOS OBSERVADOS Medida Nivel de producto Medida Agua libre Gravedad API @ 60ºF Temperatura líquido ºF Temperatura ambiente ºF Temperatura del acero del tanque, Porcentaje de sedimento y agua

14 m 2 cm 1 mm 0 m 27 cm 3 mm 33,7 88,3 71,5 86 0,12%

Ts

Dato observado Dato observado A partir de análisis Dato observado Dato observado Por cálculo A partir de análisis

CALCULOS Cálculos y datos derivados Volumen Total Observado Agua libre a) Volumen Bruto Observado ( Corrección por efecto de temperatura en el acero Ajuste por techo flotante (b) Volumen Bruto Observado Corrección por temperatura de liquido Volumen Bruto Estándar Corrección por agua y sedimento Volumen Neto Estándar

(a) (b)

Unidad Reportada (Bls)

Símbolo

435.218,32 -154,37 435.063,95

TOV FW GOV CTSh

1,00032

FRA CTL

0,9868

GSV S&W NSV

0,9988

Cálculo secuencial (No reportado) (Bls) 435.218,32 -154,37 435.063,95 435,203,170464

435.203,17 +37,89 435.241,06

+37,89 435.241,060464

429.495,88

429.495,878465

428.980,48

428.980,48341

GOV sin corregir por efecto de temperatura de lámina y ajuste por techo flotante GOV corregido por temperatura de lámina y ajuste del techo flotante

6.4

FACTORES DE CORRECCIÓN UTILIZADOS EN MEDICIÓN DINÁMICA

En los sistemas de medición dinámica se utilizan diversos factores de corrección que se aplican inicialmente para el proceso de prueba o calibración de un medidor de flujo y posteriormente para la liquidación de cantidad o cálculo del tiquete de medición. Para el proceso de prueba o de calibración de un medidor de flujo, los factores de corrección ajustan el volumen medido y el volumen del probador a las condiciones estándar de tal manera que ambos puedan ser comparados sobre la misma base. En este proceso se corrigen las diferencias de temperatura y presión existentes entre el probador y en el medidor de flujo.

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Para el cálculo de cantidad, los factores de corrección se utilizan para ajustar el volumen medido a las condiciones estándar, para ajustar las inexactitudes asociadas con el rendimiento del medidor, para facilitar el cálculo mediante combinación de los mismos y para ajustar el volumen medido por cantidades no comercializables (S&W). 6.5

SÍMBOLOS

Se utilizan como símbolos una combinación de letras mayúsculas y minúsculas, con el fin de aclarar el tratamiento matemático, su significado y aplicación, así la letra “m” se refiere al medidor y la “p” al probador. Entre los símbolos utilizados tenemos: CTL, que significa Corrección por Temperatura en el Líquido; GSV, Volumen Bruto Estándar (Gross Standard Volume), CTS Corrección por Temperatura en el Acero (Correction for Temperature on Steel), 6.6

DEFINICIONES

Factor K (K Factor) Es el número de pulsos generados por el medidor por unidad de volumen, se utiliza para determinar el factor del medidor. Es un valor originado de fábrica, retenido como un valor fijo y aparece como tal en el computador de flujo. Prueba del medidor Es el proceso de comparación del volumen del probador con el volumen indicado del medidor de flujo. Los volúmenes del medidor y del probador son afectados por factores de corrección por temperatura, presión y densidad para establecer un factor de medidor. Factor del medidor (MF) Término adimensional que se obtiene al dividir el volumen bruto estándar de un líquido que pasa a través de un probador (GSVp) entre la medida correspondiente indicada por dicho medidor a condiciones estándar (ISVm) durante la prueba del medidor. El factor de calibración del medidor ajusta las inexactitudes del medidor al compararlo con el patrón volumétrico del probador. Reporte de prueba Documento que indica todos los datos del medidor y del probador, además de todos los parámetros utilizados para el cálculo del factor del medidor.

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Tasa de flujo Es el volumen transferido por unidad de tiempo. (Barriles por hora, galones por minuto, pies cúbicos por segundo, etc.). Volumen base del probador (BPV) Es el volumen de un probador a las condiciones base, indicado en su certificado de calibración y que se obtiene al promediar aritméticamente un número aceptable de determinaciones consecutivas del volumen calibrado del probador. Volumen Indicado o Indicated Volume (IV) Cambio en lecturas del medidor que ocurre durante una corrida de prueba del medidor o durante una entrega o recibo. Se determina sacando la diferencia entre la cantidad final menos la cantidad inicial indicada en el registrador del medidor. Alternativamente, se puede determinar dividiendo el número total de pulsos generados, entre el factor K nominal del medidor. Volumen Indicado Estándar o Indicated Standard Volume (ISV) Es el volumen indicado (IV) corregido a las condiciones base o estándar, sin incluir corrección por las inexactitudes del medidor. Durante el proceso de prueba del medidor se utiliza el símbolo (ISVm) Volumen Bruto o Gross Volume (GV) Volumen indicado multiplicado por el factor del medidor (MF) para el líquido específico y la tasa de flujo bajo la cual el medidor ha sido probado. El volumen bruto, es la cantidad física real transportada y/o bombeada. Se determina por la siguiente ecuación: GV = IV * MF GV = (Acumulado de Pulsos / K-Factor) * MF Volumen Bruto Estándar o Gross Standard Volume (GSV) Es el equivalente del volumen bruto a las condiciones estándar (base) de temperatura y presión, sin descontar agua y sedimento. GSV = GV * CTL * CPL GSV = (Acumulado de Pulsos / K-Factor) * MF*CTL * CPL GSV= IV* CCF

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Donde: CCF (factor combinado de corrección) que es el resultado de MF*CTL*CPL Volumen neto estándar o Net Standard Volume (NSV) Es el volumen estándar descontado el contenido de agua y sedimento. El factor de corrección por contenido de agua y sedimento, CSW ajusta el GSV para obtener el volumen neto de hidrocarburo. NSV = GSV* CSW 6.7

DETERMINACIÓN DEL FACTOR DEL MEDIDOR (MF)

El factor de calibración del medidor ajusta las inexactitudes del medidor al compararlo con el patrón volumétrico del probador. Se define como la relación entre el volumen corregido del probador (GSVp) y el volumen corregido del medidor (ISVm) durante el proceso de prueba. La determinación del factor del medidor se realiza de acuerdo a lo establecido en el API MPMS Capítulo 12, Sección 2, Parte 3 Debido a que el volumen cambia por efecto de temperatura y presión sobre el material con el que está elaborado el medidor o el probador (usualmente los fabricados en acero moderado – mild carbon steel) y sobre el líquido involucrado se hace necesario la corrección del volumen a condiciones de referencia. 6.7.1

Factores de corrección aplicados al probador

Para los cambios en el volumen del probador por los efectos de la temperatura y presión sobre el acero se utilizan los siguientes factores: CTS y CPS. Estos dos factores no se aplican al medidor debido a que los efectos de le temperatura y presión sobre la cámara del medidor son relativamente insignificantes y pueden ser ignorados, estos efectos se reflejan en el factor del medidor determinado durante la prueba. 6.7.1.1 Corrección por efecto de la temperatura en el acero (CTS) El factor de corrección por efecto de la temperatura en el acero es llamado CTS, este factor sirve para corregir el volumen por efecto de la contracción o expansión térmica del acero con que está fabricado el probador. Para su cálculo se aplican las siguientes ecuaciones según el tipo de probador:

Probadores convencionales de tubería CTSp = 1+ (Tp-60) x Gc Donde: Tp: temperatura promedio en ºF del líquido en el probador

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Gc: Coeficiente de expansión cúbica por ºF del material del cual está hecho el probador. Cuando no se conoce puede utilizar la tabla 1 de acuerdo al material de fabricación. El CTS también se puede determinar utilizando la tablas A-1 hasta A-4 que se encuentran en el anexo A del “Manual of Petroleum Measurement Standards - MPMS” Capitulo 12, Sección 2, Parte 1 de acuerdo al tipo de acero utilizado y a la temperatura observada.  Probadores de volumen pequeño o compacto con detectores externos CTSp = [1 + (Tp - 60) * Ga ]*[1 + (Td - 60)*Gl ] Tp= Temperatura promedio del líquido en ºF en la cámara del probador Td = Temperatura de la varilla de montaje de los microswitches. Ga = Coeficiente térmico de expansión de área por ºF del material del probador. Gl = Coeficiente térmico de expansión lineal por ºF de la varilla de microswitches. NOTA: Td es la temperatura ambiente a la sombra. Cuando no se conoce Ga y GI puede remitirse a la tabla 1 de acuerdo al material de fabricación. TIPO DE ACERO A .Coeficiente cubico, Gc Carbón moderado Inoxidable 304 Inoxidable 316 Inoxidable 17-4PH B. Coeficiente del área, Ga Carbón moderado Inoxidable 304 Inoxidable 316 Inoxidable 17-4PH C. Coeficiente lineal, GI Carbón moderado Inoxidable 304 Inoxidable 316 Inoxidable 17-4PH

COEFICIENTE DE EXPANSIÓN TERMICA ºF ºC 1.86 E -05 2.88 E -05 2.65 E-05 1.80 E -05

3.35 E-05 5.18E-05 4.77E-05 3.24E-05

1.24 E -05 1.92 E -05 1.77 E –05 1.20 E -05

2.23 E-05 3.46 E-05 3.18 E-05 2.16 E-05

6.20 E -06 9.60 E -06 8.83 E -06 6.00 E -06

1.12 E-05 1.73 E-05 1.59 E-05 1.08 E-05

Tabla 1 – Coeficientes de expansión térmica

Cuando el volumen del probador a temperatura estándar (60ºF) es conocido, el volumen a otra temperatura T puede ser calculado así:

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VT= V60 x CTS E Inversamente, cuando el volumen del probador y alguna temperatura es conocida, el volumen a temperatura estándar 60ºF puede ser calculado así: V60= VT / CTS 6.7.1.2 Corrección por efecto de presión sobre el acero (CPS) Este factor ajusta el volumen por efecto de la presión interna en el acero con el que está fabricado el probador. Para su cálculo se aplica la siguiente ecuación: CPSp = 1 + (Pp * ID )/ (E * WT ) En donde: Pp = Presión promedio interna del probador (psi) ID = Diámetro nominal interno en pulgadas (diámetro exterior menos dos veces el espesor de la pared) E = Módulo de elasticidad para el material del probador. Ver tabla 2 WT= Espesor de pared del tubo del probador (pulgadas)

TIPO DE ACERO Carbón moderado Inoxidable 304 Inoxidable 316 Inoxidable 17-4PH

Psi 3,00 E +07 2,80 E +07 2,80 E +07 2,85 E +07

MODULO DE ELASTICIDAD Bar Kpa 2.07E+06 -Mild Carbon 2.07E+08 Steel 1.93E+06 -304 Stainless 1.93E+08 Steel 1.93E+06 -316 Stainless 1.93E+08 Steel 1.97E+06 1.97E+08

Tabla 2 - Módulo de elasticidad para el acero

Si el CPS no se conoce se puede determinar utilizando las tablas A-5 a la A-7 que se encuentran en el Anexo A del “Manual of Petroleum Measurement Standards” API-MPMS Capitulo 12, sección, 2 parte 1 de acuerdo al tipo de acero utilizado y a la presión observada. Cuando se conoce el volumen del probador a presión atmosférica, el volumen a otra presión P puede se calculado aplicando la siguiente fórmula: VP= Vatmos x CPS

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Cuando el volumen a cualquiera presión P es conocido, se puede calcular el volumen equivalente a presión atmosférica aplicando la siguiente fórmula: Vatmos= Vp / CPS 6.7.2

Factores de corrección a la densidad del líquido

Los factores de corrección a la densidad del líquido se utilizan para tener en cuenta los cambios en la densidad debido a los efectos de temperatura y presión sobre el líquido. 6.7.2.1 Corrección por efecto de la temperatura en la densidad del líquido Si un volumen de petróleo liquido se somete a un cambio en temperatura, su densidad disminuirá si la temperatura aumenta o aumentará si la temperatura disminuye. Este cambio de densidad es proporcional al coeficiente de expansión térmica del líquido y a su temperatura. El factor de corrección por el efecto de la temperatura sobre la densidad del líquido es llamado CTL o VCF. Para el factor CTL o VCF factor de corrección de volumen, utilizar la temperatura del liquido contenido en el tanque, determinadas según Capítulo 3 de MMH. Para el factor CTLp utilizar la temperatura promedio del probador Para el factor CTLm utilizar la temperatura promedio del medidor Estos valores son dados en las tablas 6A, 6B, y 6C las cuales pueden encontrarse en el Capítulo 11 de este Manual o en el Capítulo 11, Sección 1 del API MPMS. Estas tablas son usadas cuando la Gravedad API es conocida y se encuentra entre 0 ºAPI y 100 ºAPI; 100 ºAPI corresponde a una densidad relativa de 0,6112. Si la densidad es conocida las tablas 24A, 24B y 24C deben ser usadas o la tabla 24 (API estándar 2540) para densidades relativas menores utilizando las siguientes tablas donde: ASTM D1250-1952 Tabla 24: ASTM D1250-1980 Tabla 24A: ASTM D1250-1980 Tabla 24B:

Para Gases Licuados del Petróleo (GLP). Para Petróleo Crudo. Para Productos Refinados.

Cuando el volumen de líquido de petróleo es conocido a alguna temperatura T, El volumen equivalente a temperatura estándar (60ºF) puede ser calculado así: V60= VT x CTL Cuando el volumen de petróleo líquido es conocido a 60 ºF el volumen equivalente a alguna temperatura T puede ser calculado así: VT= V60 / CTL

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICION DE HIDROCARBUROS CAPÍTULO 12 CÁLCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO

Versión: 01

ECP- VSM-M-001-12

Fecha: Página 17 de 23 24/09/2008

6.7.2.2 Corrección por efecto de la presión sobre el liquido (CPL) Si el volumen del líquido de petróleo es sometido a un cambio en la presión, este decrecerá tanto como la presión incremente, el cambio del volumen es proporcional al factor de compresibilidad F del líquido, el cual depende de la gravedad API y de la temperatura. El factor de corrección utilizado para el efecto de compresibilidad en la densidad del líquido se denomina CPL. Los valores para el Factor F de compresibilidad para hidrocarburos se encuentran en el Capitulo 11, Sección 2 del Manual API MPMS. El factor CPL se determina a partir de la densidad API, del factor de compresibilidad (F), de la temperatura del líquido, de la presión de medidor o del probador según corresponda y de la presión de equilibrio del líquido Para el Factor CPLp utilizar la temperatura y presión promedio del probador. Para el Factor CPLm utilizar la temperatura y presión promedio del medidor. Se puede determinar con la siguiente ecuación: CPLm = 1 / [ 1 - ( Pm - Pe ) * F ]

ó

CPLp = 1 / [ 1 - ( Pp - Pe ) * F ]

Donde: Pp = Presión promedio interna en libras por pulgada cuadrada del probador Pm = Presión promedio interna en libras por pulgada cuadrada del medidor. F= Factor de compresibilidad Se determina a partir de la Gravedad API, de la temperatura y de la presión del líquido, utilizando las siguientes tablas: API MPMS Tabla 11.2.1: API MPMS Tabla 11.2.2:

Para productos crudos y refinados. Para Gases Licuados del Petróleo (GLP).

Pe = Presión de equilibrio, se asume igual a 0.0 psig para líquidos con una presión de vapor menor que la presión atmosférica. Para líquidos con presión de vapor mayor que la atmosférica, se determina a partir de la Gravedad API y de la temperatura del líquido, utilizando la tabla: GPA (Gas Processors Association) Tabla TP-15: Para productos con: 0.490