Agenda. Objetivo Introducción

Transcripción

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

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

3 Objetivo Presentar las mejores prácticas áti normalizadas de acuerdo a los estándares nacionales e internacionales, para la medición de flujo de hidrocarburos, con el objetivo de obtener un mayor beneficio operativo y con la mayor exactitud y el menor costo posible.

4 Introducción La medición de proceso, de balances o emisión de contaminantes también requiere precisión, compensación ycorrecciónportemperatura. t Los balances se calculan con valores compensados y corregidos por efectos de Presión y Temperatura. La compensación y la corrección se hace mas compleja por los siguientes factores : Mezclas con características ti No Uniformes Cambios de Volumen en función de la Temperatura Cambios de Viscosidad en función de la Temperatura

5 Arquitectura de Medición de Flujo (Volumen) PIT TE ULTRASÓNICO FIT MÁSICO DIT/DE 4 20 ma HART ma HART 4 20 ma HART 4 20 ma HART o Pulsos PLACA DE ORIFICIO MEDIDOR TIPO VORTEX Computador de Flujo Modbus RTU RS232 Alarmas Salidas Analógicas

6 Requisitos de Aprobación en la Medición de Hidrocarburos API 5.6 API 11.1 API API API ISO API 20 NRF 240 PEMEX 2009 Medición de Hidrocarburos Fase Líquida * Factor de Corrección para Temperatura * Factor de Corrección por Presión * Factores de corrección para medición Volumétrica Auditoria, reportes, calibración, verificación y seguridad de datos Cálculo de cantidades para petróleo Medición de Reparto Medición Ultrasónica Para Hidrocarburos de Fase Líquida * Estos factores se encuentran guardados en el firmware de loscomputadores de flujo.

7 Requisitos de Aprobación en la Medición de Hidrocarburos Los medidores usados para la transferencia de custodia generalmente deben cumplir con las recomendaciones de la OIML (International Organization of Legal Metrology). Como es el caso de los medidores tipo coriolis que cumplen con los siguientes lineamientos: OIML R 117 (Measuring systems for liquids other than water) OIML R 115 (Direct mass flow measuring system for quantities of liquids) OIML R 81 (Dynamic measuring devices for cryogenic liquids).

8 Elementos de Medición

9 Recomendaciones para elegir la mejor tecnologíaen Transferencia de Custodia Para la medición de hidrocarburos líquidos y en aplicaciones de transferencia de custodia podemos concluir lo siguiente : a) Para diámetros menores e iguales a 12 de diam, la implantación de la tecnología de coriolis (medición de flujo másico) es una buena opción. b) Para diámetros mayores a 12 de diam., la implantación de la tecnología ultrasónica es una buena opción. c) Ambas tecnologías presentan el mayor nivel de exactitud.

10 Recomendaciones para elegir la mejor tecnologíaen Mediciones i de Rf Referencia Para la medición de gas en aplicaciones de referencia podemos concluir lo siguiente i : a) Para diámetros menores e iguales a 12 de diam, la implantación de la medidores tipo vortex (medición de flujo volumétrico) es una buena opción. b) Para diámetros mayores a 12 de diam., la implantación de la tecnología de presión diferencial es una buena opción.

11 Calibración de los Medidores de Flujo Todos los medidores de transferencia de custodia deben estar bajo calibración para cumplir con los requisitos legales y asegurar que el inventario del producto sea medido Patrones Volumétricos Probador Bidireccional con la suficiente exactitud. El objetivo de calibrar un medidor es comparar las mediciones realizadas por el medidor de transferencia de custodia con respecto a una Probador Compacto Medidores Maestros referencia conocida y confiable. API MPMS Chapter 4.5 Master Meter Provers THIRD EDITION NOVEMBER 2011

12 Altos Caudales En aplicaciones de transferencia de custodia donde el flujo es muy alto, se utilizan los medidores de alta capacidad, pero hay un gran inconveniente, que no siempre es fácil calibrarlos l a la misma capacidad d que el medidor puede medir por lo tanto otra opción es instalar varios coriolis en paralelo y la suma de ellos equivale a la medición del flujo total y esta muchas veces resulta máseconómica. Medidores mas pequeños instalados en paralelo pueden ser calibrados individualmente a bajos flujos de operación.

13 Beneficios de la tecnología de última generación Diagnósticos Avanzados Un ejemplo de esto son los medidores de flujo másico tipo coriolis MicroMotion que cuentan con una herramienta al interior del transmisor la cual verifica la calibracion del Factor del medidor por medio de una variable secundaria que es la integridad estructural de los tubos y la cual es directamente proporcional alfactor (Smart Meter Verification). Diagnóstico autoprogramable que se realiza en 2 min sin detener el proceso e incluye un análisis integral de la estructura del sensor a tráves del diagnóstico y verificación de la electrónica. Verificación de la electrónica Verificación del Sensor

14 Experiencia i Probada Soluciones de Medición de Hidrocarburos en Fase Líquida

15 Sistemas de Medición Portátiles para Producción de Pozos para Producción de Pozos PROBLEMÁTICA: Algunos yacimientos presentan baja permeabilidad y baja presión, por lo que la productividad de los pozos es reducida y su explotación compleja, lo que trae como consecuencia que PEMEX necesite tener un control mas continuo del comportamiento del pozo pozo. ANTECEDENTES (Solución Fija): Hace 3 años Emerson instaló los primeros medidores de flujo en los separadores fijos de medición existentes i t t en las l estaciones t i d bombeo de b b d t del dentro d l ATG, ATG esto t basado en nuestra experiencia en otros países con crudos pesados y con alto contenido de gases entrampados. SOLUCION MOVIL: SOLUCION MOVIL: Emerson respondiendo a la necesidad de PEMEX por incrementar el numero de pozos a medir (muchos de estos en medir (muchos de estos en ubicaciones con difícil acceso), desarrolló en conjunto con empresas del ramo metal mecánico una solución basada en equipos de una solución basada en equipos de muy bajo mantenimiento y alta Foro de Lineamientos de Medición disponibilidad. México 2012

16 Ventajas de la Solución Emerson para la Medición de Pozos para la Medición de Pozos La Solución de Emerson beneficios: con medidores Coriolis marca Micro Motion brindó los siguientes Ampliar capacidad de Medición, adaptándose a la diversidad de pozos. Medición de diferentes variables con un mismo equipo: Flujo Acumulado, Temperatura, Densidad, Masa y Corte de Agua. (Patente de EMERSON) Reducción en el costo de medición de pozos y aumento en la frecuencia. Ello ha permitido p p evaluar 90 por ciento de los pozos del territorio. Datos reales del proceso con alta precisión para optimizar los choques, mejorando la producción. Sin partes en movimiento que puedan desgastarse lo que aumento la disponibilidad de los separadores. Fácil de instalar y desinstalar. No se rompe por transporte o manejo brusco. Foro de Lineamientos de Medición México 2012

17 PEMEX EMERSON La Solución de Medición de EMERSON Micro Motion se ha asentado en más de 100 Equipos de Medición de Producción Portátil desarrollados por contratistas de Poza Rica y Monterrey, los cuales actualmente están operando p en los Campos p de Chicontepec p de la Región g Norte de PEMEX. Actualmente se está trabajando en la segunda etapa de acuerdo al Boletín No. 107 para continuar con la 3era Etapa de medición de los campos de Chicontepec, así como se están haciendo ac e do pruebas p uebas tecnológicas tec o óg cas en e laa Región eg ó Sur Su de PEMEX para pa a extender e te de laa solución so uc ó de medición de producción portátil. Foro de Lineamientos de Medición México 2012

18 Activo Integral Abkatun Pol Chuc Medidores tipo coriolis de alta capacidad instalados en la Plataforma Pol A, Ati Activo Integral Abkatun Pol Chuc.

19 CAB Poza Rica Proyecto: Modernización Estación de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica Objeto: Reemplazo de Medidores de DP Alcance: 3 Medidores de Flujo Instalación Eléctrica y Mecánica

20 Bateria Antares

21 Tajín III y Coapechaca II

22 Coapechaca I

23 Tajín IV

24 Medición Transferencia Interna Tipo API Batería Jiliapa I AIPRA Foro de Lineamientos de Medición México 2012

25 Experiencia i Probada Soluciones de Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa

26 Medición Gas Referencia Vortex en ATG (Chicontepec) Salida de Separadores y Baterías

27 Medición de Gas Referencial en Separadores en Plataformas Salida de Separador Activo Cantarell

28 Experiencia i Probada Soluciones de Telemetría en la Medición de Hidrocarburos

29 Soluciones Remotas WirelessHart Foro de Lineamientos de Medición México 2012

30 SCADA Burgos, con aplicaciones remotas para: Monitoreo de nivel en tanques Monitoreo de sistemas de compresión

31 Monitoreo de Pozos y Cabezales del AIB Patín de medición en Dos Bocas

32 Monitoreo de Pozos Activo Integral Burgos Monitoreo de pozos (Presiones, temperaturas y estado de válvulas de seguridad)

33 Conclusiones La medición de hidrocarburos utilizando dispositivos de última generación brinda la posibilidad de obtener el mayor beneficio operativo y con la mayor exactitud e incertidumbre al menor costo posible. Emerson Process es más que un proveedor de equipo, tiene la capacidad a través de sus departamentos para proveer soluciones a sus clientes. Emerson Process ofrece una gama de productos con tecnología de punta, cuya implantación e integración de los mismos da como resultado Soluciones Integrales con un solo PROVEEDOR. Emerson Process suma los esfuerzos de un tecnólogo y un integrador, con un buen soporte financiero, garantizando a sus clientes un proyecto exitoso. EmersonProcessapoyaeldesarrollodeMéxico,trayendoacadaclientela gama de experiencias y aplicaciones desarrolladas en nuestro país como en el resto del mundo. Emerson Process en resumen, tiene la experiencia y solución para la Automatización en la medición de hidrocarburos.

34 Preguntas? Gracias por su atención!