SISTEMA DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
Definiciones
Área Contractual: La superficie y profundidad determinadas por la Secretaría de Energía, así como las formaciones geológicas contenidas en la proyección vertical en dicha superficie para dicha profundidad, en las que se realiza la Exploración y Extracción de Hidrocarburos a través de la celebración de Contratos para la Exploración y Extracción.
Asignación: El acto jurídico administrativo mediante el cual el Ejecutivo Federal otorga exclusivamente a un Asignatario el derecho para realizar actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en el Área de Asignación, por una duración específica.
Asignatario: Petróleos Mexicanos o cualquier otra empresa productiva del Estado que sea titular de una Asignación y operador de un Área de Asignación.
Auditoría: Proceso sistemático, independiente y documentado para el monitoreo, evaluación de cumplimiento, prevención de riesgos, fortalecimiento de control interno e identificación de oportunidades para la mejora de cualquiera de los elementos influyentes en los Mecanismos de Medición.
Balance: Conjunto de operaciones matemáticas para determinar la resultante de confrontar, en modo de masa o volumen y calidad a condiciones de referencia, las entradas, salidas y acumulaciones, de los hidrocarburos, agua, nitrógeno u otros no Hidrocarburos en un sistema determinado. En el cálculo de la resultante debe incorporarse la Incertidumbre de Medida de cada uno de los sistemas de medición involucrados.
Calibración: Operación que bajo condiciones especificadas establece, en una primera etapa, una relación entre los valores y sus Incertidumbres de medida asociadas obtenidas a partir de los patrones de medida, y las correspondientes indicaciones con sus Incertidumbres de medida asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medida a partir de una indicación.
Calidad: Características y propiedades de los Hidrocarburos a las condiciones de presión y temperatura que sean referidas en sitio y que dependiendo del propósito especial de uso de los Hidrocarburos se pueden establecer parámetros mínimos.
Confirmación Metrológica: Conjunto de operaciones referidas para asegurar que un Instrumento de Medida cumpla con los requerimientos para su uso esperado. Generalmente incluye calibraciones y verificaciones, cualquier ajuste o reparación necesario y subsecuentes recalibraciones, comparaciones con requerimientos metrológicos para uso esperado del equipo, así como también cualquier sellado y etiquetado requerido.
Contratista: Petróleos Mexicanos, cualquier otra empresa productiva del Estado o Persona Moral, que suscriba con la Comisión Nacional de Hidrocarburos un Contrato para la Exploración y Extracción, ya sea de manera individual o en consorcio o asociación en participación, en términos de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Diagnóstico: Actividad de evaluación realizada por personal del Operador Petrolero o contratado por éste y que cuenta con las competencias suficientes como Auditor de primera parte conforme a la norma NMX-NMX-CC-19011-IMNC-2012, Directrices para la auditoría de los sistemas de gestión.
Dictamen técnico: Documento que contiene los resultados de la evaluación de la Comisión al plan de Exploración o al plan de Desarrollo para la Extracción, así como a sus modificaciones, en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, mismo que para el caso del plan de Desarrollo para la Extracción, incluirá la evaluación de los Mecanismos de Medición.
Error de Medida: Diferencia entre un valor medido de una magnitud y un valor de referencia. El valor de referencia puede ser el valor de un patrón de medida o un valor convencional.
Exactitud de medida: Proximidad entre un valor medido y un valor verdadero de un mensurando. Se dice que una medición es más exacta cuanto más pequeño es el error de medida. Función metrológica: Función con responsabilidades administrativas y técnicas para definir e implementar la gestión de las mediciones.
Gestión y Gerencia de Medición: Metodología mediante la cual el Operador Petrolero administra el funcionamiento e interrelación de los Mecanismos de Medición de Hidrocarburos, adecuada a la calidad y volumen de los Hidrocarburos producidos, en términos de los presentes Lineamientos. Incertidumbre de Medida: Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión de los valores atribuidos a un Mensurando a partir de la información que se utiliza.
Medición de Hidrocarburos: Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Medición de Referencia: Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos procedentes de otros Sistemas de Medición con menor Incertidumbre de Medida, cuya finalidad es establecer los principios de cómo determinar los valores producidos.
Medición de Transferencia: Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos que se realiza en el punto donde el Operador Petrolero entrega los Hidrocarburos a un tercero, inclusive a otro Operador Petrolero o se integran al sistema de Transporte o de Almacenamiento, según corresponda, así como entre éstos y el Punto de Medición, en su caso.
Medición Fiscal de Hidrocarburos: Resultado de la Medición de volumen y calidad de Hidrocarburos obtenida en el Punto de Medición.
Medición Operacional: Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos durante los procesos operativos de Producción que se realizan en campo sin propósitos de Transferencia.
Metrología: Ciencia de las mediciones y sus aplicaciones.
Norma mexicana: La que elabore un organismo nacional de normalización, o la Secretaría, en los términos de esta Ley, que prevé para un uso común y repetido reglas, especificaciones, atributos, métodos de prueba, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, así como aquellas relativas a terminología, simbología, embalaje, marcado o etiquetado.
Norma oficial mexicana: La regulación técnica de observancia obligatoria expedida por las dependencias competentes, conforme a las finalidades establecidas en el artículo 40, que establece reglas, especificaciones, atributos, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, así como aquellas relativas a terminología, simbología, embalaje, marcado o etiquetado y las que se refieran a su cumplimiento o aplicación.
Operador Petrolero: El Asignatario o Contratista que lleve a cabo actividades de Exploración o Extracción de Hidrocarburos en México.
Patrón de medida: Realización de la definición de una magnitud dada, con un valor determinado y una Incertidumbre de medida asociada, tomada como referencia. Un patrón se utiliza frecuentemente como referencia para obtener valores medidos e incertidumbres de medida asociadas para otras magnitudes de la misma naturaleza, estableciendo así la trazabilidad metrológica, mediante calibración de otros patrones, instrumentos o sistemas de medida.
Precisión: 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 87 como la desviación típica, la varianza o el coeficiente de variación bajo las condiciones especificadas. La precisión se utiliza para definir la repetibilidad de medida, la precisión intermedia y la reproducibilidad.
Principio de medida: Fenómeno que sirve como base de una medición.
Proceso de medición: Conjunto de operaciones para determinar el valor de una magnitud.
Punto de Medición: Punto determinado por la Comisión en el Dictamen Técnico en donde se llevará a cabo:
a) La medición y determinación de la calidad de cada tipo de Hidrocarburo extraído al amparo de un Contrato o Asignación, de conformidad con los Lineamientos, y
b) La determinación de los precios de cada tipo de Hidrocarburo, que refleje las condiciones del mercado.
Repetibilidad: Proximidad entre resultados de sucesivas mediciones del mismo Mensurando, realizadas bajo las mismas condiciones.
Reproducibilidad: Proximidad entre resultados de mediciones del mismo Mensurando, realizadas bajo condiciones que incluyan diferentes lugares, operadores y sistemas de medición.
Responsable Oficial: Persona designada por el Operador Petrolero como su representante, y quien será responsable de los Mecanismos de Medición y de la comunicación con la Comisión en materia de los Lineamientos.
Trazabilidad Metrológica: Propiedad de un resultado de medida por la cual el resultado puede relacionarse con una referencia mediante una cadena ininterrumpida y documentada de Calibraciones, cada una de las cuales contribuye a la Incertidumbre de Medida.
Verificación: Aportación de evidencia objetiva de que un elemento dado satisface los requisitos especificados.
Introducción
En los últimos tiempos temas relacionados con el máximo aprovechamiento de nuestras reservas petroleras han tomado mayor interés dentro y fuera de la industria; debido a que esta fuente de energía es un recurso no renovable, es necesario optimizar los esquemas de explotación de nuestros yacimientos para hacer un esfuerzo por satisfacer la demanda energética actual y futura, ante la existencia relativamente corta del petróleo. Un tema inherente al aprovechamiento de los hidrocarburos es llevar a cabo una correcta medición de su volumen y composición química, con la finalidad de optimizar el ciclo de vida de los yacimientos, poseer mayor control durante la producción de hidrocarburos y en general, asegurar que la explotación de reservas sea beneficiosa para todos los involucrados.
Actualmente, la regulación establece que tanto Asignatarios como Contratistas dentro de sus respectivas Asignaciones o Áreas Contractuales, deben medir. Particularmente, una vez producidos los hidrocarburos, la regulación prevé que en el punto en el que los fluidos serán transferidos y/o vendidos a un tercero, se realicen mediciones confiables; para asegurarse de ello, se exige a los Operadores Petroleros cumplir con ciertos requerimientos durante sus procesos de medición. Uno de ellos es seleccionar, instalar y operar los sistemas de medición de acuerdo al tipo de fluido, las condiciones del proceso y el volumen de hidrocarburos que van a medir.
Considerando que actualmente en la literatura de la industria petrolera no se perciben documentos de fácil acceso que traten el tema de manera integral, el presente documento está enfocado en exponer los principales medidores de hidrocarburos usados en la medición de transferencia de custodia y de propiedad, indicando los requerimientos, las premisas y los criterios que se deben considerar para realizar una adecuada selección de los sistemas de medición conforme a la regulación aplicable; contribuyendo a sentar las bases para realizar una adecuada “Administración de los Sistemas de Medición de Hidrocarburos” bajo los principios de la “Gestión 7 y Gerencia de la Medición de Hidrocarburos”, cuya finalidad en conjunto es ofrecer a la industria petrolera una serie de documentos o guías prácticas referentes al tema de medición de hidrocarburos que le sean de utilidad.
De manera general “medir” es la acción de determinar el valor de una magnitud, comparándola con una de referencia con trazabilidad a equipos patrón. En contexto petrolero, la “Medición de Hidrocarburos” se refiere a la cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Para llevar a cabo una medición de hidrocarburos confiable, la regulación vigente señala que los OP deben considerar la implementación de los “Mecanismos de Medición”, es decir, los equipos e instrumentos de medición, las competencias técnicas del personal que realice la actividad, los procedimientos, guías e instructivos de medición, el marco normativo que rige la medición, incluyendo un expediente documental para disponer de evidencias objetivas de acuerdo a la Gestión y Gerencia de la Medición. Dentro de los Mecanismos de medición se encuentra previsto el “Sistema de Medición”, que hace referencia al conjunto de equipos, instalaciones, sistemas informáticos e instrumentos de medida, destinados a la medición de hidrocarburos, debiendo considerar en su selección las condiciones de operación, de flujo y del fluido.
Para efectos técnicos y metrológicos un Sistema de Medición está integrado por elementos primarios, secundarios, terciarios y auxiliares; el medidor de flujo es parte de este sistema, y su selección es el enfoque primordial de esta tesis. Existe una amplia variedad de medidores que trabajan bajo distintos principios de funcionamiento, sin embargo, solo se hace mención de las 5 tecnologías más usadas durante las mediciones transferencia de custodia y/o de propiedad, que exigen una mayor confiabilidad a diferencia de la medición operacional.
Cada medidor presenta ventajas y desventajas ante ciertas condiciones de proceso, por lo tanto, es importante conocer su funcionamiento y sus cualidades. Para seleccionar adecuadamente un sistema de medición se debe hacer una interacción entre las premisas y criterios acerca de las condiciones de trabajo que puedan afectar el proceso de medición, la ubicación del sistema de medición, la infraestructura existente, y los requerimientos que deben cumplir los hidrocarburos para ser medidos.
En síntesis y previo a dar inicio a las actividades de extracción dentro de un Área Contractual, el Operador Petrolero debe presentar un Plan de desarrollo para la Extracción, el cual debe considerar la implementación de los Mecanismos de Medición de Hidrocarburos, a objeto de que la Comisión lo evalúe y en su caso lo apruebe a través de un Dictamen técnico. Para los OP que recibieron campos en producción y por ende presentaron Planes Provisionales de Desarrollo, deben presentar sus Planes de desarrollo para la Extracción definitivos al término de la vigencia de los primeros. En el caso de Pemex Exploración y Producción, y de acuerdo al Tercero Transitorio de los Lineamientos, 2017, los Mecanismos de Medición correspondientes a sus casi 480 Asignaciones, aún están en revisión por parte de la Comisión.
Normas, estándares y procedimientos
Normas y estándares La selección, diseño, instalación, operación, control y mantenimiento de los Mecanismos de Medición, debe cumplir con la normativa, estándares y documentos técnicos mencionados en el Anexo II de los Lineamientos. 21 Procedimientos Para efectos de la Gestión y la Gerencia de la Medición y considerando una de las 12 mejores prácticas internacionales de seguridad, salud y protección ambiental, (DuPont S.A. DE C.V., 2006) para asegurar el proceso de medición y la confirmación metrológica se debe disponer de un expediente documental que recopile todos los procedimientos, protocolos, guías e instructivos, criterios, métodos de trabajo y manuales relacionados con la administración de los sistemas de medición. Estos deben ser autorizados y controlados por la organización o por un Responsable Oficial, implementarse por el personal capacitado y mantenerse vigentes y disponibles para ser proporcionados en caso de ser requeridos.
Sistemas de medición Para este rubro el OP debe prever la instalación o asegurar la existencia de sistemas de medición adecuados para el propósito planeado, y administrarlos tomando en cuenta la filosofía de la Gestión y Gerencia de Medición cumpliendo con los requisitos metrológicos, minimizando el riesgo de obtener mediciones incorrectas en forma sistemática, que le permitan realizar la cuantificación de volumen y determinación de la composición química de los hidrocarburos en puntos estratégicos de su proceso, que aporten insumos confiables para realizar un balance adecuado conforme a los Lineamientos, considerando la medición operacional, medición de referencia, medición de transferencia y/o medición fiscal de hidrocarburos, cuyas mediciones presenten trazabilidad metrológica a equipos patrones nacionales o internacionales; incluyéndolos en el alcance del sistema de gestión.
Sin menoscabo o perjuicio de la definición regulatoria del concepto Sistema de Medición como el “conjunto de equipos, instalaciones, sistemas informáticos e Instrumentos de Medida, destinados a la Medición de Hidrocarburos” (Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos, 2017, Art. 3, fracción XLI), desde un punto de vista técnico y metrológico y de acuerdo con las investigaciones realizadas durante este trabajo y basado entre otros en la experiencia de las mejores prácticas de especialistas, un sistema de medición está integrado por elementos primarios, secundarios, terciarios y auxiliares, ensamblados de tal manera que se pueda realizar la medición de flujo, volumen y/o composición química, así como llevar a cabo las actividades de calibración correspondientes.
Elemento primario
Compuesto por:
1. Válvula de bloqueo: Esta válvula generalmente no regula el gasto, únicamente permite o restringe el paso del fluido al sistema de medición, y su objetivo principal es bloquear o aislar al sistema.
2. Filtro (si se requiere): La colocación de filtros y/o cedazos evitará el paso de partículas sólidas que acompañen al fluido, las cuales pueden causar desgastes prematuros al sistema de medición perjudicando el funcionamiento del medidor.
3. Sensor de presión diferencial (en caso de requerir filtro): La presión del fluido debe ser medida antes y después de pasar por el filtro, con el fin de observar que no haya altas caídas de presión, de ser el caso, es señal de que existe una cantidad considerable de sólidos en el filtro y debe programarse su mantenimiento.
4. Acondicionador de flujo (si se requiere): Este dispositivo tiene el objetivo de reducir significativamente los vórtices y remolinos que se presentan en un flujo turbulento, redistribuyendo el perfil de velocidades.
5. Medidor de flujo: También conocido como caudalímetro o flujómetro, es un dispositivo que de acuerdo a su principio de medición registra características del flujo de un fluido que pasa por una tubería y lo transforma en una señal de salida. Cabe señalar que en campo se refieren al medidor de flujo como sistema de medición, siendo el primero un componente más del sistema, y aunque se considera al medidor como uno de los componentes más importantes, no deben confundirse ambos términos.
6. Tubería adyacente al medidor corriente arriba y corriente abajo: Tramo de tubería instalado desde el medidor hasta las válvulas de bloqueo.
Elemento secundario
Se considera como elementos secundarios a todos los instrumentos de medida que se utilizan para conocer propiedades del fluido. Los instrumentos más utilizados son:
7. Dispositivo de medición de temperatura: Detecta y transforma los cambios de temperatura en señales medibles que se transmiten al computador de flujo.
8. Dispositivo de medición de presión: Instrumento compuesto por un elemento detector de presión con el que se determina la presión real aplicada al sensor (utilizando distintos principios de funcionamiento) y otros componentes que convierten esta información en una señal de salida.
9. Densímetro: Es un transductor asociado a un equipo que registra una señal asociada a la densidad del fluido y la convierte en una señal de salida.
Elemento terciario Conformado por:
10. Computador de flujo: Dispositivo que recibe e integra las señales de los elementos primario y secundario, y mediante algoritmos de cálculo previstos en normas, estándares o reportes técnicos, obtiene resultados de flujo, volumen, composición química, temperatura, presión, entre otros.
11. Interfaz hombre-máquina (HMI): Pantallas a través de las cuales se visualizan los resultados de medición.
Elemento auxiliar
De acuerdo con la definición de Sistema de Medición los siguientes componentes no son indispensables para llevar a cabo la medición de hidrocarburos, pero se considera su instalación para realizar verificaciones y calibraciones del sistema, actividades relacionadas con la Confirmación Metrológica. Algunos de los elementos auxiliares son:
12. Termopozo de prueba: Sirve para calibrar por comparación los sensores del sistema.
13. Válvulas auxiliares: Éstas se instalan para conectar el Sistema de Medición a un equipo patrón de trabajo.
14. Válvula de control de gasto: Controla el flujo del fluido que entra o sale del sistema mediante un grado de apertura.
15. Válvula de no retorno: También llamada de retención, permite que el fluido fluya en un único sentido, y no en sentido contrario.
Placa de orificio
El empleo de placas de orificio para medir hidrocarburos ha sido una práctica habitual en la industria, principalmente porque éstas son eficientes y su inversión económica es relativamente baja, se usan en particular para medir gastos de gas, y aunque con ciertas restricciones también se pueden utilizar para medir el gasto de líquidos, en este caso, de aceite o condensados.
Presión diferencial
Todos los medidores de que trabajan bajo este principio, utilizan una diferencia de presión provocada por elementos primarios; esa magnitud es proporcional a la velocidad media del fluido al cuadrado. Estos dispositivos todavía representan una gran porción de los medidores de flujo vendidos en todo el mundo; esto se debe a la amplia variedad de modelos y tamaños que hay en el mercado y que son un medio económico y fiable para medir fluidos.
Medidor volumétrico o de desplazamiento positivo
Es el único tipo de medidor que indica el gasto volumétrico de manera directa; son de los mejores dispositivos de medición, sin embargo, presentan limitaciones de tamaño y velocidad de flujo en comparación con otras tecnologías, y sólo se pueden emplear con fluidos limpios. Estos medidores trabajan bajo el principio de medición conocido como “de cantidad” (Altendorf, y otros, 2011).
Medidor turbina
Trabaja bajo el principio de medición de “velocidad angular”; este tipo de medidores es uno de los más exactos que se han desarrollado, aunque son caros de fabricar, de calibrar y son sensibles a efectos provenientes de las propiedades del fluido y del flujo; se caracterizan por su alto nivel de repetibilidad.
Medidor ultrasónico
El nombre ultrasónico indica que la velocidad del gasto se mide por medio de la “velocidad del sonido”. La medición se realiza por medio de una onda ultrasónica que se propaga a través del fluido. Constan básicamente de dos transductores piezoeléctricos, uno actúa como emisor y otro como receptor de la onda sonora.
Medidor másico
En ocasiones es más práctico medir gastos másicos que volumétricos; el motivo de ello es que en algunos casos el volumen puede variar notablemente por influencia de las condiciones físicas de presión, temperatura y densidad; un ejemplo son los gases. Por el contrario, la masa de un fluido no se ve afectada por la variación de estas propiedades, de modo que la medición del gasto másico presenta algunas ventajas sobre el gasto volumétrico. Los medidores másicos trabajan bajo el principio del efecto de fuerza de Coriolis; la primera descripción de este principio se atribuye comúnmente al físico y matemático francés Gaspar Gustave de Coriolis (1792-1843).
El primer paso para seleccionar un sistema de medición adecuado, es establecer y conocer las condiciones del proceso, del flujo y del fluido, a objeto de conocer si los valores esperados caen dentro del alcance de los sistemas de medición. La selección de un tipo de tecnología para medir el flujo de aceite, gas o condensado depende de una serie de condiciones de diversa índole. De acuerdo con especialistas en la materia, su éxito dependerá de definir los parámetros de medida y de aplicación de mayor impacto, y de conocer todas las cualidades que ofrece cada tecnología. Para definir la aplicación de una tecnología se debe hacer una lista exhaustiva de las condiciones que pueden impactar en el proceso de medición, aunque podrían identificarse muchas, se deberían considerar al menos las siguientes:
1. Aplicación: Medición operacional, de referencia, transferencia o fiscal. Para efectos de la presente tesis, nuestro campo de aplicación se cerrará a la medición de hidrocarburos en el punto de transferencia de custodia o de propiedad.
2. Propiedades de fluido:
Tipo de fluido (aceite, gas o condensado)
Propiedades físicas
Propiedades químicas
Número de fases
Presencia o ausencia de partículas sólidas
3. Propiedades del flujo:
Perfil de flujo
Perfil de velocidad
4. Variables del proceso:
Intervalo de valores de gasto esperado o requerido
Intervalo de valores de presión y temperatura esperado
5. Instalación del equipo:
Diámetro de tubería
Tamaño de la tubería
Ubicación del medidor
Necesidad de tramos rectos de tubería corriente arriba y corriente abajo Ubicación y tipo de válvulas más cercanas
Presencia de bombas o compresores cercanos
Accesibilidad al sistema para mantenimiento y calibración
Presencia de vibraciones o ruido en la tubería
6. Condiciones de entorno:
Temperatura ambiente
Humedad
Efectos de presión atmosférica
Factores locales de seguridad
7. Requisitos de desempeño:
Exactitud
Precisión
Repetibilidad
Reproducibilidad
Pérdida de carga máxima aceptable
8. Aspectos económicos
Precio de adquisición
Costo de instalación
Costo de operación
Costo de mantenimiento
Costo de calibración Los factores enumerados se mencionan intencionadamente en este orden, porque los primeros seis determinan los requisitos de medición que podrían ser alcanzados; y los últimos siete afectan el presupuesto económico.
Tipo de medición Para la medición fiscal de hidrocarburos, se recomienda que el sistema de medición esté dentro de las instalaciones del vendedor, y sea operado y administrado por él, aportando evidencia objetiva de su confiabilidad. Para la medición de transferencia de custodia, se recomienda colocarlo de acuerdo al fluido a medir, es decir, ubicar el medidor en el punto donde el fluido y el flujo presenten las mejores condiciones para el proceso de medición.
Finalmente, para la medición en los puntos de proceso, tales como pozos, cabezales, corrientes de flujo, baterías de separación, estaciones de recolección y de compresión, etc., la ubicación del sistema de medición generalmente lo condiciona la infraestructura existente y una combinación de todas las premisas mostradas en este documento.
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