1 MANUAL DE MEDICION DE HIDROCARBUROS CONDICIONES GENERALES

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIOVersión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 1 de 54 MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO rP VlCEPRESlDENClA DE SUMlNlSTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeaci6n y Suministro MANUAL DE MEDICI~NDE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versi6n: 01 ECP-VSM-M-001 Fecha: Pdgina 2 de 54 0111112007 R E L A C I ~ N VERSIONES DE VERSION 0.0. DESCRIPCION EMISION DEL DOCUMENTO REVISION DEL DOCUMENTO FECHA NOVIEMBRE 2 DE 2005 ni NOVIEMBRE 1 1 DE 2007 DEPENDENCIA RESPONSABLE Este documento s valid6 en el Cornit6 e TBctico de Medici6n integrado por 10s llderes de medici6n de las fireas de REV IS^ APROBO EDUARDO MOTTA RUED;\' Lider Corporativo de Medicibn GPS - VSM CAMILO MARULANDA Vicepresidente de Suministro y Mercadeo VSM - VPR CARLOS GUSTAVO AREVALO Llder de Medicibn GRC-VRP Asesor Juridico VSM VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 3 de 54 TABLA DE CONTENIDO Pág. RELACIÓN DE VERSIONES.................................................................................. 2 1. OBJETO.............................................................................................................. 4 2. ALCANCE........................................................................................................... 4 3. GLOSARIO ......................................................................................................... 4 4. DOCUMENTOS DEROGADOS. NO APLICA .................................................. 33 5. CONDICIONES GENERALES.......................................................................... 33 6. DESARROLLO ................................................................................................. 33 6.1. NORMAS COMPLEMENTARIAS........................................................................... 34 6.2. ESTÁNDAR CORPORATIVO DE INGENIERIA DE LA MEDICIÓN ....................... 42 6.3 GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVAS............................................................. 42 6.4 CONTROL DE EQUIPOS DE MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO .................................. 43 7. REGISTROS. NO APLICA................................................................................ 45 8. CONTINGENCIAS. NO APLICA....................................................................... 45 9. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 45 10. ANEXOS. ........................................................................................................ 45 ANEXO 1 - CONTENIDO MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS................ 46 ANEXO 2 - LIDERES DE MEDICIÓN ........................................................................... 49 ANEXO 3 – COMITÉ TÁCTICO DE MEDICIÓN ........................................................... 51 ANEXO 4 – RESPONSABLES DE LOS ACTIVOS ........................................................ 52 ANEXO 5 – FORMATO LISTADO DE EQUIPOS .......................................................... 54 VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 4 de 54 1. OBJETO Estandarizar los procedimientos que afectan la medición de cantidad y calidad de crudos, refinados, GLP y Gas Natural, en transferencia de custodia y fiscalización, de acuerdo con parámetros nacionales e internacionales. 2. ALCANCE Aplica a los procesos de diseño, construcción, operación, mantenimiento y control de los sistemas de medición de crudos, refinados, GLP y Gas Natural para transferencia de custodia y fiscalización. 3. GLOSARIO A continuación se presentan una serie de términos con sus definiciones que permitirá entender el contenido del Manual de medición de Hidrocarburos-MMH. A • Acciones Preventivas: Una acción tomada para asegurar el cumplimiento de procedimientos, normas y regulaciones ó para mejorar las practicas en uso en la medición de hidrocarburos. Acondicionador de Señal: Dispositivo que amplifica o prepara la señal para la entrada a un dispositivo terciario. Un ejemplo es el preamplificador de una turbina. Acondicionamiento: Etapa en la cual se titula el agua presente en la mezcla solvente Kart Fischer y cloroformo. Acondicionador de flujo: Tramo recto de tubería que contiene aspas enderezadoras o su equivalente que se instala a la entrada del medidor de Flujo para evitar que entren remolinos de liquido y causen errores de medición. Aforo (Tabla de Calibración del tanque de almacenamiento): (1) Proceso mediante el cual se mide la altura de un líquido en un recipiente. (2)Profundidad del líquido en un tanque de almacenamiento. (Véase: Aforo de vacio, Sondeo). Aforo de vacío: (Ullaging): Proceso para determinar el espacio de volumen desocupado en un recipiente. Por ende, aforo de vacio es un método de medición del contenido del tanque, midiendo la distancia desde la superficie del líquido hasta el punto de referencia. • • • • • VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 5 de 54 • • Aforo/sondeo (medición) equivalente, tanque: El sondeo equivalente es la profundidad de un líquido en un tanque correspondiente a un vacio dado. Se obtiene restando el vacío observado a la altura total medida desde el punto de referencia hasta el fondo del tanque. Agua disuelta: Agua en solución en el petróleo y productos derivados del petróleo. Agua suspendida o emulsionada en un hidrocarburo: Es la cantidad de agua que se encuentra emulsificada o suspendida en el hidrocarburo, se determina por pruebas de laboratorio, sobre una muestra representativa del contenido de tanque. Agua libre (FW Free Water): Es el volumen de agua que contiene un tanque con hidrocarburos o derivados del petróleo, que no se ha disuelto en el hidrocarburo o sus derivados. El nivel de agua libre se mide manualmente con pasta indicadora de agua o con una cinta de medición electrónica. Altura de Referencia (BM): Es la distancia desde el punto de medición o plato de medición en el fondo del tanque hasta el punto de referencia, como indica la tabla de aforo. Altura de referencia observada; Distancia medida desde el fondo del tanque o la placa de cota cero hasta el punto de referencia establecido. Ancla de alambre de guía de fondo: Barra soldada al fondo del tanque a la cual se sujeta una guía de alambres o cables para el flotador del sistema de la sonda automática del tanque. Análisis composicional de gases: Para el análisis de composición de gases están los métodos cromatograficos, ultravioleta, visible, infrarrojo y espectroscopias de infrarrojo cercano, espectroscopia másica, sensores y analizadores químicos. Análisis Estadístico: Análisis que permite evaluar y ajustar el comportamiento de un Factor durante un proceso a través del tiempo, midiendo la amplitud de su dispersión y observando su dirección y los cambios que experimenta; Por ejemplo: Al determinar el Factor de un medidor ó factores de desempeño de equipos o instrumentos de medición e inclusive para determinar Cálculos de Incertidumbre en la medición estática ó dinámica. Anillos de un Tanque: Línea o fila de láminas de acero o hierro del casco, cubierta, mampara o armazón de un tanque de almacenamiento de hidrocarburos. API: American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y • • • • • • • • • incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo. que tiene como fín determinar si las actividades y los resultados relativos a la medición de cantidad y calidad de los hidrocarburos en cuanto a los alcances del proceso a Auditar satisfacen las disposiciones previamente establecidas por legislación. la propia organización. También esta base se utiliza para la lubricación de válvulas y otros elementos de área cilíndrica. de ebullición y triples puntos. Bases cilíndricas (“cylinder stock”). • • B • Bache: Es un lote o volumen determinado de hidrocarburo con una composición determinada que se mueve en un periodo de tiempo determinado. RTDs o termómetros de vidrio con el propósito de comparar la lectura de dos instrumentos. Auditor: Persona calificada y competente en medición de hidrocarburos que lleva a cabo la auditoria.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 6 de 54 pruebas en instalaciones petroleras. el vapor de agua o del sulfuro. y puede constituir la base para una autodeclaración de conformidad de una organización. Baño Variable: Es un medio donde se crea y se controla una temperatura ambiente apropiada para la inmersión de sensores de temperatura tales como termocuplas. Muchos de esos valores han llegado a ser puntos de referencia para determinar la escala y son por ello apropiados especialmente para calibración. asegurando que estas se han implementado efectivamente y son adecuadas para el logro de los objetivos propuestos. para la revisión por la dirección y con otros fines internos. tal como las máquinas de vapor y los compresores de aire. o en nombre de. y en general puntos de congelamiento. utilizado para almacenar o transportar gases licuados. estandarización y otros requisitos. Lubricante para máquinas cilíndricas. basado en los cambios de estado de los materiales a temperaturas fijas como el baño de hielo. Auditoría Interna: Es una auditoria que se realiza por. Baño Fijos: Son medios donde se obtienen temperaturas fijas conocidas. • • • • . Auditoría en Medición: Es un examen sistemático e independiente. • • Auditado: Organización a la cuál se le realiza una auditoría. Bala: Tanque cilíndrico. Calado: Es la profundidad de un buque por debajo de la línea de flotación. a condiciones de referencia. con el fin de obtener un factor del medidor. Buquetanque: Embarcación utilizada para el transporte marítimo de hidrocarburos líquidos. agregándole valor en cada enlace de la cadena. Sobre una muestra representativa del líquido. otras características metrológicas. Combustóleo u otro hidrocarburo pesado. Calibración. • • • • C • Cabezal de aforo del medidor automático de tanque: Caja donde se pueden encontrar el indicador y transmisor del medidor automático de tanque.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 7 de 54 • Bodega: Compartimiento de un bote o de un buque tanque en el que se almacena el producto. Cadena de Suministro: Serie de procesos de extracción. Bulbo: Es el contenedor del fluido del termómetro. El conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para medir y. refinación y transporte entrelazadas entre si. medida desde la superficie del agua hasta el canto inferior de la quilla del buque. • • • • • . BSW (Basic Sediment and Water): Es la cantidad de agua y sedimento que se encuentra emulsificado o suspendido en el crudo. Bote: Embarcación utilizada para el transporte fluvial que forma parte de un convoy y que consta de bodegas en las cuales se transportan diferentes productos líquidos. Se debe determinar mediante pruebas de laboratorio. de ser necesario. que tiene como objeto que un producto llegue a su cliente final. producción. Calibración de un ELM (Electronic Liquid Measurement): Es el ajuste y prueba de un ELM o sistema de componentes para cumplir con los estándares de rastreo y seguimiento que provee exactitud en los valores prescritos en un rango de operatividad. Calibración de Medidores Es la comparación entre un volumen patrón y el medido por un medidor. Cliente: Persona natural o jurídica que recibe o entrega hidrocarburos para su custodia en los puntos de conexión. bombas y líneas en lugares donde el flujo del líquido encuentra una restricción o cambio en la dirección. La cavitación puede ocurrir y causar daños mecánicos a superficies adyacentes en medidores. espacios vacíos y/o tuberías antes de la carga. que ocurre por un repentino aumento o disminución de la presión. lodo y sedimento. Cantidad a Bordo (OBQ Onboard Quantity): Es el material que queda en los tanques del buque. • • • • • • • • • . Cinta Métrica de medición de anillos (tank strapping): Cinta de medición graduada en unidades de longitud que se utiliza para tomar las medidas que se emplean para calcular la tabla de calibración o tabla de medición de un tanque. válvulas. La cantidad a bordo incluye agua. necesidad o expectativa establecida. resolución 3). la calidad de un hidrocarburo esta definida en el contrato que firman las partes. Cinta Métrica de Medición de tanques (Conjunto Cinta-Plomada): Cinta metálica graduada que se utiliza para medir la profundidad del líquido en un tanque. (14ª CGPM. generalmente implícita u obligatoria.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 8 de 54 • Calidad Grado en el que un conjunto de características inherentes de un producto proceso o sistema. residuos de petróleo. el kilogramo por segundo. Cavitación: Formación y colapso de cavidades de vapor (burbujas) en un líquido. que es el caudal másico de una corriente uniforme tal que una sustancia de 1 kilogramo de masa atraviesa una sección determinada en 1 segundo. petróleo. causa grandes impulsos de presión en los alrededores de la cavidad. Cantidad de materia: (mol – mol): Cantidad de materia de un sistema que contiene tantas entidades elementales como átomos hay en 0. Cámara de Expansión: Es una prolongación del tubo capilar en la punta del termómetro. Previene el aumento excesivo de presiones en los termómetros llenos de gas. El colapso de las cavidades.012 kilogramos de carbono 12. Caudal másico: Unidad. desechos. que es el caudal en volumen de una corriente uniforme tal que una sustancia de 1 metro cúbico de volumen atraviesa una sección determinada en 1 segundo. emulsificados de petróleo/agua. Caudal en volumen: La unidad de medida es el metro cúbico por segundo. cumple con los requisitos. La corrección de escora puede realizarse sobre la base de las tablas de corrección de inclinación del buque para cada tanque. la presión base es igual a la presión atmosférica. (14. (2) Condiciones del medio (presión. podría estar expuesto durante el embarque. manejo y operación. El condensado de línea es también llamado por algunos segmentos de la industria. o mediante cálculos matemáticos. transductor.) que rodean un objeto dado como un medidor. Competencia: habilidad demostrada para aplicar conocimientos y aptitudes.325 Kpa). como condensado retrogrado.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 9 de 54 • Combustóleo (“Residual Fuel”). Condiciones de los Tanque de Almacenamiento: Son las condiciones de presión atmosférica y temperatura a 60ºF.01. temperatura.. para líquidos con presión de vapor menor a la presión atmosférica.696 PSIA= 0. Condensado de Línea: Es el líquido formado en una tubería por un cambio de la fase de gas a líquido. etc. como resultado de cambios en temperatura y/ o presión. almacenamiento. etc. Convertidor de frecuencia: Instrumento electrónico que convierte la frecuencia (tren de pulsos) a una señal analógica proporcional. humedad.0PSIG= 1. Combustible líquido que contiene fondos provenientes de la destilación del crudo o de “cracking” térmico. Corrección de Escora: Aplicable a la medición observada o al volumen observado cuando un buque se está inclinando con respecto a un eje de simetría vertical perpendicular a la base del mismo. vibración. Controlador de muestra: Dispositivo que gobierna la operación de un extractor de muestras. Condiciones ambientales: (1) Condiciones externas (por ejemplo golpes. transductor. instrumento. instrumento. Condiciones estándar base: Se consideran como condiciones base la temperatura a 60ºF y la presión de equilibrio de vapor liquido a 60ºF. y temperatura) a las que un medidor. etc. • • • • • • • • • • • . Convoy: Grupos de botes movilizados por un remolcador. Conversor Análogo-Digital: Es un procesador de señal que convierte una señal eléctrica análoga a una correspondiente señal digital. Conversor Digital-Análogo (D/A): Es un procesador que convierte una señal digital a una señal eléctrica análoga correspondiente. algunas veces se le conoce como combustóleo pesado (“heavy fuel oil”). por el líquido que se ha medido. se encuentre presentes en la prueba del medidor que generará el nuevo factor. Se informa al representante de cada uno de los clientes internos (áreas de negocio) y externos que se vean afectados por esta medición para que éstos.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 10 de 54 • Corrección por trimado: Corrección algebraica aplicada a los volúmenes o a los aforos observados en los tanques de una embarcación cuando esta no tiene calados parejos y el líquido toca todas las mamparas del tanque. • • . Corte de Agua: es el porcentaje de volumen de agua combinada presente en una corriente con hidrocarburo líquido y agua. Corte: Es una línea hecha sobre la cinta de medición o sobre la plomada. La corrección por trimado puede llevarse a cabo utilizando las tablas de corrección por trimado o por cálculo. • • Corrida: Comparación del instrumento de medida contra un patrón. Corrida de Calibración Oficial del Medidor: Proceso operativo con el cuál se obtiene el factor vigente para el medidor. Curva de calibración del medidor Curva o grafica que expresa la relación entre los valores verdaderos de la cantidad medida y los valores correspondientes indicados por el medidor. Densidad de fluidos: Se refiere a la masa por unidad de volumen. Cts (o CTS): Factor de corrección por efecto de temperatura sobre el acero. procedimientos ó requisitos utilizados como referencia. nuclear. • • .VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 11 de 54 • • Cpl (o CPL): Factor de corrección por efecto de la presión sobre el líquido. peso continuo. de presión. Densidad observada (SGU obs): Es la densidad del líquido leída por medio de un hidrómetro o un densitómetro línea a la temperatura observada (Tobs) del producto. Csw: Factor de corrección (el cual no es mayor a 1000) indicador de la presencia de sedimento y agua en el crudo. Balanza de Westphal. La densidad base se determina a partir de la densidad observada y de la temperatura observada. Ctsh: Factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el acero del tanque. balanceo. La densidad relativa (densidad del gas/densidad del aire) se usa para la medición del gas usando varios métodos los cuales miden parte del proceso o en forma continua. D • Densidad Base (SGU 60): Es la densidad del líquido a la temperatura base de referencia 60ºF. Se clasifican en discretos (Hidrómetro atmosférico. acústico). Picnómetro) y continuos (Elementos de vibración. capacitancía. Criterios de Auditoria: Conjunto de políticas. es utilizado como • • • • • • • Ctl (o CTL): Factor de corrección por efecto de temperatura sobre el líquido. Cps (o CPS): Factor de corrección por efecto de presión sobre el acero tanto del medidor como del probador. Crudo: Es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase liquida y en reservorio bajo tierra y que permanece en fase liquida a presión atmosférica después de haber sido tratado en facilidades de separación superficial. por ejemplo. DRA: Reductor de fricción. Determinación de Gravedad API: Es un método utilizado por la industria petrolera para expresar la densidad de líquidos del petróleo. en el sistema internacional su unidad es el kilogramo por metro cúbico. se refiere a la medida observada a través del dispositivo óptico en la escala graduada horizontal del carro magnético en cada estación vertical. teniendo como principio de separación diferentes puntos de ebullición. etc. Destilador. La gravedad API es un sistema numérico utilizado en el petróleo y sus productos correlacionando grados con la densidad y la densidad relativa. Desviación (1) Cualquier separación de un valor de referencia. usualmente incontrolable. una trampa aforada y un calentador. Cuando se lleva a • • • • • • • • • . un condensador. (3) Cuando se utiliza el método óptico de la línea de referencia para calibración de tanques. como por ejemplo 60° y la masa de un volumen F) igual de agua pura a la misma temperatura. Destilación: Proceso físico mediante el cual sustancias líquidas son separadas a través del suministro de calor. Cuando se reportan resultados se debe especificar la temperatura de referencia estándar. Densidad: Es la relación entre la masa por unidad de volumen de un líquido o un gas.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 12 de 54 • Densidad relativa: Relación entre la masa de un volumen dado del líquido a 15° C (u otra temperatura estándar. densidad relativa 15/15° C. y así obtener resultados del agua en emulsión. que ocurre después de un período de tiempo. que se usa para ayudar a romper la interfase crudo agua y que ayuda a separar estos dos (2) líquidos. Densitómetro: Es un transductor asociado a un equipo que permite convertir la densidad de un fluido en una señal electrónica. Desemulsificante: Químico. factor del medidor. en el funcionamiento del medidor. cuando se utiliza el método óptico de la línea referencial en la calibración de tanques. Desviación referencial: Medición observada en la escala horizontal del carro magnético desde la estación vertical ubicada en la placa de fondo. La gravedad API se mide a través de un hidrómetro con una escala graduada en grados API y densidad relativa (conocida anteriormente como gravedad especifica). Aparato que sirve para separar sustancias a partir de sus diferentes puntos de ebullición y consta principalmente de un matraz. (2) Cambio observado.. • . Esto es algunas veces requerido tanto como para dispositivos de compilador de flujo. Se utiliza para evaluar la estabilidad del medidor y determinar en que. mientras las válvulas terminales permanecen cerradas. Diferencia en Volumen: Es la variación en porcentaje que existe entre la cantidad de hidrocarburo entregado y el recibido en procesos de transferencia de custodia. se usará la densidad relativa en vez de la gravedad especifica. • Diagrama de control: Diagrama de factores sucesivos del medidor (o errores relativos del medidor) generalmente trazado como una función de tiempo.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 13 de 54 cabo una operación utilizando el Sistema Internacional de Unidades (SI). El término también se refiere al acto de realizar esta operación. DSC: Sistema de control distribuido. un medio de transmisión y mecanismos de lectura en una configuración operativa utilizada para determinar la temperatura de un líquido para propósitos de medición. Dispositivo de Computación de Flujo: Es una unidad de procesamiento aritmético con memoria asociada que acepta señales convertidas eléctricamente que representan las señales de entrada de los sistemas de medición de un líquido y desarrolla cálculos con el propósito de proveer la rata de flujo y la información de la cantidad total. Dispositivo Electrónico Aguas Abajo: Es aquel que recibe salidas de un dispositivo. momento el funcionamiento del mismo se ha salido de su rango normal. Todas las válvulas corriente abajo en la sección de la línea que se esta empacando se mantienen abiertas. computadores de flujo o dispositivos terciarios. lo que producirá medidas erróneas al ser detectado como líquido. • • • • • E • Eliminador: Dispositivo eliminador de aire. tomada mientras las válvulas del mismo están cerradas (off line/fuera de línea) y mientras están abiertas (online/en línea) dentro de un sistema cerrado. Empacado de línea Diferencia registrada en la medición de un tanque. Dispositivo de medición de temperatura: Consiste en un sensor. gas o vapor que se utiliza en una tubería junto con un medidor para separar y eliminar aire o vapor entrampado en el líquido para evitar su entrada al medidor. • • • • • • • • • . software. Error sistemático: Es aquel que surge en el desarrollo de un número de mediciones hechas en las mismas condiciones con materiales que tengan el mismo valor verdadero de una variable. Error puntual: Es el que se produce por errores de observación del individuo o por daño del equipo. generalmente conformado por el auditor líder. Entrega: Volumen entregado a través de un medidor durante una operación de medición o cuando se completa un movimiento de entrada o salida de fluido desde o hacia un tanque. ya sea que permanezca en un valor absoluto constante y en signo o que varíe de una manera predecible. los patrones de medición. Los errores sistemáticos son los que producen el sesgo. los materiales de referencia. Equipo de Medición: Todos los instrumentos de Medición. así como el utilizado en la calibración. los aparatos auxiliares y las instrucciones que se necesiten para efectuar una medición. Equipo Certificado: Equipo cuyo desempeño se enmarca bajo los estándares de mantenimiento primario establecidos por una organización de estándares reconocida internacionalmente como por ejemplo el Instituto Nacional de Tecnología y Estándares que suministra la documentación establecida para la trazabilidad (certificado de conformidad). Error al azar (estocástico): Es un error que varía de manera impredecible cuando un conjunto de mediciones de la misma variable se hace bajo condiciones efectivamente idénticas. Un “lote” u oferta también puede ser llamado entrega. un auditor en medición y otro en formación.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 14 de 54 • Emulsión Continua de Agua: Es agua y mezcla de aceite. Enderezador de flujo: Tramo recto de tubería que contiene aspas enderezadoras o su equivalente que se instala a la entrada del medidor de flujo para evitar que entren remolinos de liquido y causen errores de medición. Este término incluye el equipo de medición utilizado para el ensayo y la inspección. Equipo Auditor: Conjunto de personas que intervienen en una Auditoría. Entrega del medidor Volumen de líquido entregado GOV que es determinado por un medidor. en la cual el agua es el componente mayor y el aceite está en suspensión. usualmente toma valores en el intervalo de 2 a 3. Evaluación de Incertidumbre tipo A: Método para evaluar la incertidumbre mediante el análisis estadístico de una serie de observaciones. • • • • • • F • Factor de Cobertura. Escala: Divisiones pintadas o hechas en alto relieve sobre el vástago. Estas escotillas de medición también se pueden encontrar en buques o barcazas. Factor numérico usado como multiplicador de la incertidumbre estándar combinada en el propósito de obtener una incertidumbre expandida. Se conoce también como boca o boquilla de medición. Escora (inclinación): Es la inclinación de un buque expresada en grados a babor o estribor. o dibujadas en papel y dispuesta en el interior del mismo.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 15 de 54 • • Error: Es la diferencia entre el valor verdadero y el valor observado. el nivel del líquido contenido en él y para la toma de muestras. • . declaraciones de hecho o cualquier otra información verificable que son relevantes para los criterios de auditoria. Evaluación de Incertidumbre tipo B: Método para evaluar la incertidumbre por otro medio que no sea el análisis estadístico de una serie de observaciones. Factor de Encogimiento es la proporción de un volumen líquido almacenado en el tanque o algunas condiciones intermedias definidas para medir a las condiciones de volumen del líquido. Evidencia de la Auditoria: Registros en copia dura y/o magnética. (Este valor de cobertura k. Escotilla o boca de medición del tanque: Orificio en el techo del tanque utilizado para medir a través de él. Sección vertical de tubería que se extiende desde la plataforma de medición hasta cerca del fondo de los tanques equipados con techos flotantes internos o externos. sobre las cuales se determina la densidad del líquido en el punto del nivel de flotación. Exactitud: Es la medida en la cual los resultados de un cálculo o una lectura de un instrumento se aproximan al valor real (diferencia entre el valor observado y el valor real). Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías. en proporciones variables que a condiciones atmosféricas es gaseosa y al comprimirla pasa a estado liquido. especialmente en las plantas de ruptura catalítica. Grab: Es el volumen de liquido extraído de la tubería por una simple actuación del extractor del toma muestras. antes de la carga y después de la descarga.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 16 de 54 • Factor de Experiencia del Buque (VEF Vessel Experience Factor): Es una compilación del histórico de las mediciones del buque respecto del volumen total calculado (TCV) ajustando según la cantidad a bordo (OBQ) o el remanente a bordo(ROB) en comparaciones con la mediciones de tierra del TCV. Se deberán implementar VEF separados para la carga y descarga. Es preferible que la información utilizada para calcular un VEF se base en documentos que sigan las normas y practicas aceptadas de la industria. • • • . tales como los informes de las compañías de inspección. Grado Único: Cuando a bordo de un buquetanques hay un solo grado de petróleo o productos del petróleo y se utiliza el método de tomas de muestras superiores. Es una mezcla de hidrocarburos livianos constituida principalmente por propano C3’s (propano y componentes de este) y C4’s (butano y compuestos derivados de este). La formula de cuña se utiliza solo cuando el liquido no toque los mamparos del tanque del buque. Cuando un mismo producto se comporta de manera “trifásico” se conoce como “fluido súper crítico” y las condiciones de presión y temperatura deben ser muy especiales y propias de cada producto. Fecha transacción: Es el registro del año. • • • G • GLP: Gas Licuado de Petróleo. Líquido y Gas) y no necesariamente del mismo producto. Fluido Trifásico: Fluido que tiene las tres fases (Sólido. y agua libre a bordo. mes y día específico en que inició o terminó la transacción de una cantidad de hidrocarburo. intermedias e inferiores. con base basados en las dimensiones del mismo y la diferencia de Calado (TRIM) del buque. La suma de todos los grabs en un “sampler” o muestra. Grado de libertad: Es el número de resultados independientes usados en estimar la desviación estándar. Formula de Cuña: Es un medio matemático para aproximar pequeña cantidades de carga liquida y sólida. Hidrocarburo: Se denomina hidrocarburo a los compuestos orgánicos que contiene únicamente carbono e hidrogeno en sus moléculas. que define el espacio bidireccional centrado en el valor ofrecido por el instrumento de medida. Sistemas hidrostáticos de medición de tanques. . Conforman una estructura de carbono a la cual se unen átomos de hidrogeno.5 • Gravedad específica o Densidad Relativa: De un líquido es la relación de la densidad del líquido a cierta temperatura con respecto a la densidad del agua a una temperatura normalizada o de referencia. HTG: Hydrostatic Tank Gauging Systems. la cual esta correlacionada con otras propiedades y ayuda a dar una composición aproximada de hidrocarburo y calor de combustión.5 GravedadEspecifica 60º F 60º F − 131. ya sea lineales o ramificadas. (cada grado deberá cargarse por separado). La gravedad API es una función especial de la gravedad específica representada por: • GravedadAPI = 141.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 17 de 54 • Grados Múltiples: Cuando a bordo de un buquetanque hay varios grados de petróleo o productos del petróleo. Gravedad API: es una forma de expresar la densidad de un líquido en una escala de 0-100 para una fácil comparación. Los requerimientos de temperatura para líquidos son dados por la expresión “Gravedad especifica” 60/60 º F. La gravedad es un factor que determina un criterio de calidad en crudos. Sistema de medición de la masa total estática almacenada en un tanque. • • I • Incertidumbre: Característica asociada al resultado de una medición. Los hidrocarburos se clasifican en dos clases principales: hidrocarburos aromáticos los cuales tienen al menos un anillo aromático (conjunto planar de seis átomos de carbono) y los hidrocarburos alifáticos los cuales se unen en cadenas abiertas. H • Hallazgos de la Auditoria: Resultados de la evaluación de las evidencias de la auditoria recopilada frente a los criterios de la auditoria. obteniendo datos estadísticos de una serie de comparaciones del instrumento de medida calibrado.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 18 de 54 dentro del cual se encuentra con una determinada probabilidad estadística el valor medido dentro de un determinado intervalo de confianza. igual a la raíz cuadrada positiva de una suma de términos. • • . las varianzas y covarianzas de estas otras magnitudes ponderada.45 -2 s -1 s Incertidumbre expandida asegurada con un nivel de confianza específico = s*t95. Nivel de confianza: Parámetro que establece cuan seguro estamos que el “valor verdadero” cae dentro de ese intervalo o rango de incertidumbre. Incertidumbre Estándar. que disponga de trazabilidad documental demostrable a los estándares de medida aceptados internacionalmente. contra un patrón de referencia con nominal e incertidumbre conocida. de acuerdo como el resultado de la medición varia con respecto a cambios en estas magnitudes.45 Error aleatorio +1 s El valor verdadero se encuentra dentro de la incertidumbre expandida Valor verdadero +2 s Tiempo durante el cual un valor constante de la variable medida está siendo conocido -s*t95. Y está representada por dos valores: el intervalo y nivel de confianza. Valor de la variable medida Error espurio Valor promedio medido Error sistemático +s*t95. Incertidumbre Estándar Combinada: Incertidumbre estándar del resultado de una medición cuando el resultado se obtiene a partir de los valores de algunas magnitudes. Incertidumbre del resultado de una medición expresada como una desviación estándar. se calcula mediante la calibración. La Incertidumbre también se define como la cuantificación de la duda que existe respecto del resultado de una medición.45 • Incertidumbre de la Medición: Parámetro asociado con el resultado de una medición que caracteriza la dispersión de los valores que una forma razonable se le podría atribuir a una magnitud por medir. Intervalo: Es el rango de incertidumbre (entre que valores se puede mover el resultado de la medida). siendo estos términos. Este tipo de incertidumbre. rectilíneos. de longitud infinita. se puede entender como el examen. Índice de Gestión de los Sistemas de Medición-IGSM: Es el índice que se obtiene. la verificación y vigilancia que realiza un personal especializado (el Ingeniero Inspector y su grupo) del proceso de revisión de parámetros fundamentales contenidos en el IGSM en cada uno de los sistemas de medición. como resultado de la valoración ponderada del cumplimiento de una serie de criterios en aspectos generales (gestión. tanto menores serán los cambios de viscosidad con los cambios de temperatura. de sección circular despreciable y colocados a una distancia de un metro uno del otro en el vacío. en otras palabras. Inspección: La Inspección. balances y conciliaciones y laboratorios y ensayos en lo referente a los sistemas de medición por transferencia de custodia. es una herramienta que permite verificar el cumplimiento de un bien o servicio en relación con una especificación dada. la inspección es una comparación y una acción que asegura calidad. medición dinámica. La propiedad de resistir los cambios de viscosidad debido a cambios de temperatura. estándares y personal). de un aceite. puede ser expresada como índice de viscosidad (VI) un número empírico y que no tiene unidad. Intensidad luminosa: (candela – cd): Es la intensidad luminosa en una dirección dada de una fuente que emite una radiación monocromática de frecuencia 540 * 1012 hertz y cuya intensidad energética en esa dirección es de 1/683 watt por esterradian. tal como otros líquidos. Aplicado a la Inspección a los Sistemas de Medición de Cantidad y Calidad de Hidrocarburos. Cuanto más alto sea el V. medición estática. tienden a “adelgazarse” cuando se les calienta y tiende a “espesarse” cuando se les enfría. • • • • • • . resolución 2). Intensidad de corriente eléctrica : (ampere – A): El ampere es la intensidad de una corriente constante que mantenida en dos conductores paralelos. Índice de viscosidad (V. No todos los aceites.I.) Los aceites lubricantes. responden del mismo modo a un determinado cambio de temperatura. (9ª CGPM 1948. resolución 3).VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 19 de 54 • Incertidumbre Expandida: Cantidad que define un intervalo alrededor de una medición del que se puede esperar que abarque una fracción grande de la distribución de valores que razonablemente pudieran ser atribuidos al mesurando. solo o en conjunto con uno o varios dispositivos adicionales. Instrumento de Medición: Dispositivo destinado a efectuar mediciones. definidos por la Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo.I. (16ª CGPM 1979. produce entre estos conductores una fuerza igual a 2 x 10-7 newton por metro de longitud. sin embargo. K • K-Factor: Número de pulsos generados por un medidor por unidad de volumen. esta definido por la siguiente ecuación. para medidores másicos: Nm KFm =______ KFmm _______ ρ fmm * * CPLmm ________ CPLm * Nmm Donde: KFm Nm Nmm KFmm MFmm ρfmm CPLmm CPLm = = = = = = = = MFmm K-factor del Medidor [1/L] Pulsos totalizados del medidor [Adimensional] Pulsos totalizados del patrón de referencia [Adimensional] K-factor en masa del patrón de referencia [1/Kg] Factor de medición del patrón de referencia [Adimensional] Densidad del fluido en el patrón de referencia [Kg/L] Factor de Corrección por presión en el líquido en el medidor másico de referencia [Adimensional] Factor de Corrección por presión en el líquido en el medidor bajo prueba [Adimensional] L • Lastre: Es el agua que se carga cuando un buque esta vacío o parcialmente cargado. Línea de Muestreo: Línea de tubería ubicada entre la línea y el punto de muestreo.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 20 de 54 • Interpolación de pulsos Cualquiera de las varias técnicas que determinan el número total de pulsos que genera el medidor entre dos eventos (como apertura/cierre del switch detector). Línea: Tubería por donde circula un fluido. a fin de aumentar el calado para sumergir adecuadamente la hélice y mantener la estabilidad y el asiento. Línea de inmersión: Es la línea que indica el nivel al cual un termómetro de inmersión parcial deberá ser sumergido para todas las lecturas. • • • . de un medidor dinámico. Por lo general el certificado de un líquido patrón tiene una vigencia relativamente corta debido a la susceptibilidad del líquido de cambiar sus condiciones físicas. ): El kilogramo es la masa del patrón internacional hecho de platino-iridio. que es la masa en volumen de un cuerpo homogéneo cuya masa es de 1 kilogramo y cuyo volumen es de 1 metro cubico. Masa en volumen: Su unidad es el kilogramo por metro cúbico.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 21 de 54 • Linealidad: Es el valor máximo de error. • • • M • Masa : (kilogramo – Kg. entradas de temperatura y presión en línea y entrada lineal de pulsos del medidor. Contiene las recomendaciones para verificación y recalibración y uso opcional de una variable • • • • • . Líquido Estabilizado: Es el hidrocarburo líquido que ha alcanzado el equilibrio. Matraz: Frasco de vidrio para destilación. aceptado por la Conferencia General de Pesas y Medidas en 1889 y depositado en el Pabellón de Breteuil. de Sévres.. Loop Arreglo de tubería que en los sistemas de medición es diseñado para instalar tomamuestras y densitómetros. Líquido Patrón Líquido de densidad conocida y con certificado de calibración de un instituto acreditado. (1ª y 3ª CGPM 1889 y 1901) de la Oficina Internacional de pesas y medidas. Medición Electrónica de Líquidos: ELM (Electronic Liquid Measurement) es un sistema de medición que utiliza equipo electrónico de cálculo de acuerdo con las características expresadas en los algoritmos del API para medición de líquidos y disposiciones de seguridad y auditaje. Provee tiempo real y medición en línea. Aplica los cálculos de CPL y CTL en un mínimo periodo de tiempo. para un rango de Flujo dentro del cual el medidor se comporta linealmente. Medición de anillos de tanque (strapping): Medición de la circunferencia externa de un tanque cilíndrico vertical u horizontal que se realiza tensando una cinta metálica de acero sobre cada anillo del tanque y registrando su medida. Medición: Conjunto de operaciones que tienen por finalidad determinar el valor de una magnitud. vórtices. Por ejemplo. La industrial persigue promover en la industria manufacturera y de servicios la competitividad a través de la • • • • • • • . bien o interés del dueño. tubo de Vénturi. Medida inicial: Es la medida de producto antes que sea trasferido. Medidor rotatorio Cualquier dispositivo que deduce la salida de pulsos generados por el medidor a partir de rotación mecánica de éste en la corriente del fluido. Medida Final: Es la medida que se realiza después que el producto ha sido transferido. platinas de orificio. son dispositivos de medición para los cuales la salida se deduce a partir de una característica diferente a la rotación. Esta comprende los aspectos teóricos y prácticos de las mediciones y su incertidumbre.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 22 de 54 viva de densidad y atención a los dispositivos secundarios de ayuda para reducir inexactitudes de medición. Metrología: La Metrología es la rama de la ciencia que se ocupa de las mediciones. Medida: Es la determinación exacta del nivel del líquido en el tanque de almacenamiento. • Medición manual con Cinta: Es la medición que se realiza por medio de una cinta graduada y patronada. de los sistemas de unidades y de los instrumentos usados para efectuarlas e interpretarlas. se deduce de un desplazamiento continuo angular de un elemento accionado por el fluido. cuando se compara frente al total de una reserva. Medidor no-rotatorio Cualquier dispositivo de medición para el cual la salida del pulso del medidor no se deduce a partir de una rotación mecánica. en los cuales la salida de pulsos. la metrología se puede observar desde dos (2) puntos de vista. boquillas sónicas y medidores de flujo ultrasónicos y electromagnéticos. pero que es proporcional a la rata de flujo. la científica está encargada de la investigación que conduce a la elaboración de patrones sobre bases científicas y promueve su reconocimiento y la equivalencia de éstos a nivel internacional). con la respectiva plomada. medidores de turbina y de desplazamiento positivo. Por ejemplo. Medición por Asignación: Es una medida usando sistemas de medición dinámica para locaciones o pozos de producción individual donde se especifican los procedimientos específicos para determinar el porcentaje de hidrocarburo y fluidos asociados o volúmenes de energía para atribuir a una locación. sistema de producción o sistema de recibo afectado. Muestra de Mitad: Muestra tomada en el punto medio del tercio medio del contenido del tanque. un controlador asociado. Mezclador de Muestras: Aparato que sirve para agitar muestras a altas revoluciones. en la totalidad del periodo de muestreo.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 23 de 54 permanente mejora de las mediciones que inciden en la calidad y legal se encarga de la diseminación a nivel nacional de los patrones en el comercio y en la industria. durante un tiempo definido en un estándar de laboratorío.2 MF (Factor del medidor): Valor adimensional el cual indicado en el medidor hacia el volumen verdadero. Muestra Corrida: Muestra obtenida de un tanque de almacenamiento al bajar el recipiente destapado desde la superficie del líquido hasta el nivel de la válvula de succión del tanque y subiéndolo a una velocidad tal que al salir del líquido este lleno aproximadamente hasta las tres cuartas partes de su volumen total. un extractor de muestra. corrige el volumen • • • Muestra Compuesta: Mezcla en partes iguales de las muestras sectoriales: superficie. Muestra Representativa: Es una porción extraída del total de volumen que contiene los componentes en la misma proporción que están presentes en el total de volumen a evaluar. a la rata de flujo del fluido en la tubería. Muestreador automático: Un dispositivo usado para extraer una muestra representativa de líquido que fluye en un tubería. Muestra de Fondo: Muestra tomada en el punto medio del tercio inferior del contenido del tanque. El muestreador automático consiste generalmente en una sonda. es decir en la mitad (medida desde la superficie) de la altura del líquido. Muestra de Superficie: Muestra tomada en el punto medio del tercio superior del contenido del tanque. Muestra proporcional al flujo: Una muestra tomada de una tubería tal que la rata de muestreo es proporcional. un dispositivo de medición de flujo y un recibidor de muestra. • • • • • • • . • Mezcla (commingle): Son los medios usados para combinar las corrientes de hidrocarburo de dos o más pozos o instalaciones de producción en una corriente común de tanque o línea. mitad y fondo. . si RD < 2. tanque u otro tipo de vasija. es único para cada tanque y es clave para la medición al vacío de tanques.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 24 de 54 • Muestreo: Son todos los pasos para obtener una muestra que sea representativa de un producto en una línea.A. o ante los clientes de la misma.000 • • • O • Oportunidad de Mejoramiento: Termino usado para Identificar las NO-CONFORMIDADES de los Sistemas de medición Auditados y/o Inspeccionados en ECOPETROL S. estas oportunidades conllevaran a mejoras futuras en la Gestión. Si RD > 4.000 Transición.000 – 4000 Turbulento. Nivel de Referencia: Es el nivel base para cualquier operación de medición con cinta. a la cual se le hacen pruebas de laboratorio para poder analizar las características del fluido y la calidad del mismo. P • Parámetros: Son los valores que caracterizan y resumen el comportamiento esencial de las mediciones. Numero Reynolds: Es una cantidad adimensional resultante de la relación entre fuerzas dinámicas y fuerzas viscosas y que permite predecir el comportamiento del fluido en el medidor: RD = Velocidad_ fluido * Diámetro _ interno * Densidad _ fluido Viscosidad fluido Laminar. Operación y Control de los Sistemas de Medición. N • Nivel de confianza: Es el grado de confianza que puede ser otorgado a un rango de incertidumbre estimado. para obtener la muestra en un contenedor. No Conformidad: El no cumplimiento de un requisito especificado. RD 2. diseño de pruebas y otros detalles acordados por el equipo auditor para realizar en una auditoria. Patrón Certificado: Instrumento destinado a la comparación de variables de medición debido a su gran exactitud. Pasta detectora de agua: Pasta especialmente formulada para cambiar de color cuando hace contacto con el agua. PDM: Medidor de desplazamiento positivo. a fín de que se mantengan tensos y rectos. directamente debajo del punto de referencia y que provee una superficie de contacto firme para la determinación exacta del nivel del líquido. con una precisión por lo menos 3 veces mayor que el instrumento con el cual se va a comparar. Plato de Medida: Es el punto situado en el fondo del tanque. aplicada a la plomada y/o a la cinta o regla de medición.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 25 de 54 • Pasta de aforo: Pasta que. Periodo de Contabilización: Es el tiempo fijo que usualmente se da en días o semanas o un periodo de tiempo requerido para hacer la transferencia de un bache o parte de él. Plomada de medición (Conjunto Cinta-Plomada): Pesa sujeta a la cinta metálica de medición y que es lo suficientemente pesada para mantener la cinta estirada de forma tal que facilite la penetración de cualquier sedimento que se pudiese encontrar en el punto de referencia del tanque. Pesa de anclaje: Pesa instalada para medición automática de nivel dentro de un tanque de la cual se sujetan los alambres o cables que guían el flotador de un sistema automático de medición del nivel de contenido del tanque. Periodo Principal de Cálculo: Es el periodo de tiempo entre el cálculo de dos factores de corrección combinados consecutivos. PLC’S: Controlador lógico programable. • • • • • • • • • • . indica el nivel en el que el menisco del líquido marca la porción graduada. Plan de la Auditoria en Medición: Descripción de las actividades in situ. para así facilitar la penetración en cualquier sedimento que este depositado sobre el plato de medición. Probador: Equipo de calibración que permite establecer el ajuste del Factor de Medición correspondiente a un medidor. a la cual la aplicación de una fuente de ignición causa que los vapores de la muestra entren en ignición bajo las condiciones del ensayo. de suficiente peso que garantice mantener la cinta tesa. • • • • • • • • • • . El punto cero de esta pesa. Producción Teórica: Es el volumen de aceite de crudo corregido a las condiciones de los tanques de almacenamiento.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 26 de 54 • Plomada de fondo: Es una pesa graduada anexa a la cinta de fondo. para condiciones de operación en un momento dado. La temperatura del gas. por lo general. tirante.Libras de sal por cada 1000 barriles de crudo. el punto de aforo del tanque y el punto de referencia son iguales pero.56 ° (60 ° o la temperatura de C F) referencia. Precisión: Es la aproximación dentro de la cual un conjunto de datos está agrupado. de no ser así. está en la parte superior donde la cinta se une con la pesa.3 kPa (760 mm Hg. Poder calorífico bruto de gas: Es el calor comprendido por la combustión completa. de suficiente peso para mantener la cinta tiesa. tirante. esta cinta es cilíndrica con punta cónica. es la temperatura más baja a una presión barométrica de 101.). Punto de aforo del tanque: Lugar en el fondo de un recipiente en donde toca la plomada durante el proceso de aforo y desde donde se toman las mediciones del producto y agua. Punto de Muestreo: Lugar físico donde se toma la muestra. Plomada de Vacío: Es una pesa graduada anexa a la cinta de vacío. PTB: Lbs/1000 bbl . la diferencia entre estos debe ser indicada en la tabla de capacidad. a presión constante de un volumen de gas y toda el agua formada por la reacción de combustión que se condensa al estado líquido. Punto de Inflamación en productos del petróleo. Programa de la Auditoria en medición: Conjunto de una o mas auditorias planificadas para un periodo de tiempo determinado y dirigidas hacia un propósito especifico por efectuarse durante un período de tiempo planeado. aire y productos de combustión es de 15. el punto de referencia es un indicador fijo ubicado en la boca de visita adyacente al tubo de medición. donde se consignen las especificaciones de los dispositivos primarios. etc. valores constantes. galones por minuto. Rata de Flujo: Termino que expresa la velocidad del fluido. R • Rangeabilidad: Relación entre los valores máximo y mínimo que el medidor puede leer con la exactitud especificada. Refinados: Es una mezcla de hidrocarburos resultante de procesos de tratamiento petroquímicos. La información para esta auditoría puede consistir en un registro magnético o copia dura (archivos en papel). Registros de auditorias: Es el registro de verificación o de medidas de calibración de todos los dispositivos secundarios y terciarios que deben estar contenidos en un sistema electrónico de medición de líquidos. Registro de Configuración: Es aquel que contiene e identifica todos los parámetros seleccionados de flujo en la generación de un reporte en la transacción de una cantidad. o una pestaña fija localizada dentro de la escotilla de medición. tiempos y fechas que afecten los volúmenes reportados y toda la documentación requerida en una auditoría y sus reportes correspondientes. Ejemplo: barriles por hora. Reclamo: Comunicación escrita que manifiesta la inconformidad del cliente por el no cumplimiento de acuerdos. un punto al que están referidas todas las medidas. • • • • • . que existen en fase liquida a presión atmosférica. Esto también puede incluir la identificación de quien hace los cambios. Este punto puede ser una marca pequeña. Punto de Transferencia de Custodia: Es la localización física en la cual una cantidad de petróleo que es transferida entre las partes. cambia de dueño. • Q • Queja: Inquietud que presenta el cliente de manera informal. (b) En carro-tanques a presión.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 27 de 54 • Punto de Referencia para Aforo: (a) Es un punto fijo o una marca cerca de la cima del tanque desde donde se determina la altura de referencia y desde el cual se toman todas las mediciones directas. metros cúbicos por hora. VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 28 de 54 • Registro de Eventos: En el se anotan y registran las excepciones y cambios de los parámetros del sistema o parámetros de flujo dentro del registro de configuración que tienen un impacto en una transacción de una cantidad. Varía su valor dependiendo de la temperatura. • • S • Sales en crudo: Cloruros de sodio. Sensor: Es un dispositivo que provee una señal de salida que responde a una magnitud la cual es una cantidad física. Registro de Transacción de Cantidad (QTR): Es un conjunto de datos históricos. entonces la relación turndown es de 10:1 Remanente a Bordo: (ROB Remaining Onboard) es el material que queda en los tanques del buque. con los mismos instrumentos. Reproducibilidad: Es la medida de la variabilidad entre los resultados de mediciones de la misma variable cuando las mediciones individuales son realizadas con el mismo método. desechos. Relación Turndown o Amplitud del Rango del Transmisor: Es la relación entre el valor más alto del rango (URV) y el valor más bajo del rango LRV para el cual el transmisor es diseñado. residuos de petróleo. El remanente a bordo incluye agua. petróleo. Remolcador: Embarcación autopropulsada que sirve para desplazar asistencia en cargue al momento del arranque y desarranque del buque. en el mismo lugar y dentro de un corto periodo de tiempo. lodo y sedimentos. calcio y magnesio presentes en el crudo. y dar • • • • • Repetibilidad: Es la Variación obtenida entre los resultados de múltiples sucesos. bodegas vacías y/o tuberías después de la descarga. Por ejemplo si un transmisor ha sido rateado a un span de 0-15 PSI mínimo y 0-150 PSI máximo. Otros cloruros inorgánicos también pueden estar presentes en el crudo. RTD (Resistance Temperature Detector): Dispositivo detector de temperatura que utiliza el principio de la resistencia. valores calculados e información presentada en formato que soportan una cantidad determinada dentro de un periodo dado. emulsiones petróleo/agua. propiedad o condición de una variable • . El QTR es históricamente conocido como un tiquete de medición. con el mismo tipo de instrumento pero con observadores diferentes en diferentes sitios y después de un periodo largo. medidos a las mismas condiciones de operación y llevados a cabo por el mismo método. 657 Pa . resolución 4). en la cual se establece la correlación entre el volumen contenido en un tanque y los diferentes niveles de líquidos en su interior medidos desde el punto de referencia. Sistema de Medición: Conjunto de instrumentos de medición y otros dispositivos que interactúan para efectuar.16 K o de 0. Termómetro Electrónico Portable: PET (Portable Electronic Thermometer). Celda del punto triple del agua: La celda del punto triple del agua – un cilindro de vidrio que contiene agua pura. la temperatura en la superficie de separación de los estados sólido. Sistema Automático de Medición de Buquetanques: Es aquel que mide e indica automáticamente los niveles de liquido o aforo en uno o más tanques del buque en forma continua.se utiliza para reproducir la temperatura termodinámica del punto triple del agua. Un intervalo de temperatura puede expresarse en grados Celsius (° C). Temperatura: Es la determinación exacta del promedio de temperatura del líquido en la unidad de almacenamiento. Tanque: Unidad de almacenamiento de productos. Span de Calibración: Es la diferencia entre los rangos límites mínimos y máximos de calibración. (13ª CGPM 1967. • • • T • Tabla de aforo: (Tabla de medición o de calibración). líquido y gas es de 273. Cuando la celda se enfría hasta que se forma una capa de hielo alrededor del depósito. Tanque de Almacenamiento: Es un tanque atmosférico donde se almacenan líquidos de hidrocarburo. TBG: Tablero Balanceado de Gestión. es una tabla que se realiza utilizando métodos reconocidos por la industria del petróleo. • Sesgo: Es cualquier influencia en cualquier resultado que produzca una aproximación incorrecta de la variable medida. La salida es una señal eléctrica. periódica o por solicitud. mediciones especificas de hidrocarburos. producida por el sensor la cual es una función de la magnitud que nos interesa. El sesgo es el resultado de un error sistemático predecible. es la fracción 1/273.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 29 de 54 que es medida. Temperatura: (kelvin – K): El kelvin. unidad de temperatura.16 de la temperatura termodinámica del punto triple del agua. sellado a una presión de vapor de agua de 611.01 ° C. con características definidas. • • • • • • . resolución 1). Conviene que todos los aspectos de los requisitos de trazabilidad si los hay. Transferencia de custodia: Es el hecho a través del cual se traslada a otra área o un tercero el deber del cuidado y la conservación del hidrocarburo. derivada de la entrega y recibo entre áreas o la entrega y recibos de terceros ya sea a título de tenencia o a título de propiedad. las constantes o propiedades físicas básicas o los materiales de referencia. Tubo Capilar: Cilindro delgado hueco ubicado dentro del vástago de vidrio a través del cual el líquido avanza o retrocede con los cambios de temperatura. (13ª CGPM 1967. equipos o prueba. Titulo: La equivalencia del agua del reactivo (titulante) Kart Fischer. punto de origen o identificación. y producido de agua. por ejemplo en función de períodos de tiempo. por medio de identificaciones registradas. los patrones primarios. Se realiza sintonizando un oscilador a la frecuencia de resonancia de los átomos a su paso a través de campos magnéticos y una cavidad resonante hacia un detector. Toma . se especifiquen claramente. Trazabilidad: La aptitud para rastrear la historia. expresado en mg/ml.Muestras: Recipientes metálicos o de vidrio apropiados para la extracción de muestras para el caso de tanques o aparato extractor insertado en la tubería en el caso de muestreo en línea. la aplicación o la localización de sistema. Tiempo: (segundo – s): El segundo es la duración de 9 192 631 770 períodos de la radiación correspondiente a la transición entre los dos niveles hiperfinos del estado fundamental del átomo de cesio 133. • • • • • • • .VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 30 de 54 • Termómetro Patrón: Es un termómetro por lo general de vidrio que cumple con los requisitos ASTM y que debe tener certificado de calibración vigente de un instituto acreditado. Se aplica a la referencia de los equipos de medición en relación con los patrones nacionales o internacionales. gas. Fluido Trifásico: Es el término que describe un fluido que esta compuesto de tres estados: hidrocarburo liquido. . interceptan un arco de longitud igual a la del radio. también es la parte de un hidrómetro de forma tubular de vidrio o plástico. Unidad de Medida: Magnitud particular. Estos valores únicamente son lecturas del hidrómetro y no de densidad. Variable de Entrada: Para el propósito de medición electrónica de líquidos. • • V • Valores Observados: Son los valores observados a temperaturas diferentes a la referencia especificada. con la cual se comparan las otras magnitudes de la misma naturaleza para expresar cuantitativamente su relación con esta magnitud. densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API. Esta entrada puede ser una variable medida por un transductor – transmisor o por un valor fijo entrado manualmente. Vástago: Es el tubo de vidrio que contiene el tubo capilar del termómetro. teniendo su vértice en el centro de una esfera. Unidad de ángulo sólido: El estereorradián (sr) es el ángulo sólido que. corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (Ctl) para la temperatura observada y la gravedad API.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 31 de 54 U • Unidad de ángulo plano: El radián (rad) es el ángulo plano comprendido entre dos radios de un círculo que. temperatura y densidad relativa. Resistencia a fluir de un fluido bajo la acción de la • • • • • Viscosidad Dinámica. Viscosidad Cinemática. intercepta sobre la superficie de dicha esfera un área igual a la de un cuadrado que tenga por lado el radio de la esfera. que queda en parte fuera de la superficie del líquido en una medición de densidad y sobre el cual está impresa o pegada la escala del hidrómetro. excluyendo agua libre. son ejemplos de variables de entrada. a esa otra temperatura. densidad relativa o densidad a una temperatura estándar 60º F o 15º C y así mismo se aplica el factor de corrección de presión (Cpl) y el factor del medidor. sobre la circunferencia de dicho círculo. Presión. Volumen Bruto Estándar (GSV Gross Standard Volume): Es el volumen total de todos los líquidos del petróleo. gravedad. una variable de entrada es el valor de un dato asociado con el flujo o con el estado del líquido que está entrando al computador de flujo para usarlo en los cálculos. definida y adoptada por convención. sedimento y agua. Relación entre la fuerza de corte aplicada y la velocidad de corte de un líquido. Volumen Total Sin Corregir (TOV Total Observed Volume): Es el volumen registrado por un totalizador el cual no tiene los ajustes por temperatura y presión que se debe aplicar. Volumen Neto Estándar (NSV Net Standard Volume): Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo. . excluido el sedimento y agua (BSW Basic Sediment and Water) y el agua libre corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (Ctl) para la temperatura observada y la gravedad API. cuando este esta apoyado en sus soportes y el punto en el cual el techo comienza a flotar sobre el producto. Z • • Zanahoria: Vidrio-vasija donde se vierte la muestra con el solvente. Para tanques de techo flotante es en la zona intermedia. corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (Ctl) para la temperatura observada y la gravedad API.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 32 de 54 • Volumen Bruto Observado (GOV Gross Observed Volume): Es el volumen total de líquidos de petróleo. • • • • X • Xileno: Solvente utilizado para hallar la calidad de un hidrocarburo en pruebas de laboratorío. a la temperatura y presión observada. Volumen Total Calculado (TCV Total Calculated Volume): Es el volumen total de todos los líquidos del petróleo. Zona Critica: Es la distancia entre los puntos donde el techo es tocado por el liquido hasta cuando este flota libremente y debe ser claramente marcada en la tabla de aforo. excluyendo agua libre. Volumen Compuesto de crudo: es el volumen indicado sin corregir. también conocido como el volumen de multifase determinado por un sistema de medición cuando se ha llenado la línea. comprendida entre el punto en el que el producto justamente toca el fondo del techo. sedimento y agua. sedimento y agua. densidad relativa o densidad a una temperatura estándar como 60º F o 15º C así mismo se aplica el factor de corrección de presión (Cpl) y factor del medidor. densidad relativa o densidad a una temperatura estándar como 60º F o 15º C y toda el agua libre medida a la temperatura observada (volumen bruto estándar más agua libre) y así mismo se aplica el factor de corrección de presión (Cpl) y el factor del medidor. 3. se dan una serie de lineamientos. Directamente por todos los entes de Medición: CTM (Lider Corporativo. El Manual de Medición de Hidrocarburos consta de 25 capítulos (Ver Anexo 2). que permiten garantizar la gestión eficiente y eficaz de los sistemas de medición que integran la cadena de suministros de Ecopetrol. Lideres de Medición. y terminales terrestres. aprobado. CONDICIONES GENERALES La “Política para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos ” ECP-VSM-D-001. Gerente de Planeación y Suministro GPS-VSM. El manual está incluido en el SGC. oleoductos.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 33 de 54 4. El MMH se podrá reformar de la siguiente forma: • Directamente por el Gerente de Planeación y Suministro si el cambio no es sustancial y es de forma. refinados. modificado y validado por el Comité táctico de Medición cuando este se reúna. estaciones. es por ello que dentro de esta estructura presenta el Manual de Medición de Hidrocarburos-MMH el cual da los elementos básicos. Directamente por el Comité Táctico de Medición en el Caso de ser un cambio sustancial y de fondo dentro de los aspectos que conciernen a la Medición de Hidrocarburos por Transferencia de Custodía. poliductos. dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copia magnética. “DOCUMENTOS PARA LA GESTIÓN DE LA MEDICIÓN” establece La estructura documental que regula la gestión de medición de hidrocarburos. numeral 5. dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copia magnética. si es Validación ó • • . marítimos y fluviales. DOCUMENTOS DEROGADOS Este documento deroga el Capítulo 1 del Manual Único de Medición-MUM “CONDICIONES GENERALES” ECP-VSM-M-001-01 del 2005. refinerías. 6. los cuales llevan una coherencia con los 21 capítulos del Manual API MPMS (Petroleum Measurement Standard del API). 5. Asesor Jurídico y Vicepresidente de Suministro y Mercadeo VSM. que manejen hidrocarburos (crudo. procedimientos y sugerencias que contribuyen a lograr un mejor funcionamiento de los sistemas de medición de cantidad y calidad en campos de producción. Gerente PCM). GLP y Gas Natural). DESARROLLO En el Manual de Medición de Hidrocarburos. dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copia magnética. . API Std 2552 Medición y calibración de esferas y esferoides. 6. API RP 2026 Zona critica en los techos flotantes en tanques de almacenamiento de petróleo. ASTM D 288 Método de prueba y muestreo para productos volátiles. ASTM D 295 Pruebas para determinar agua en crudo y productos de petróleo por el método de destilación. ASTM D 923 Método de prueba para muestreo automático de líquido y aceites. API Std 2555 Calibración liquida de tanques. Tablas de corrección por incrustaciones.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 34 de 54 Emisión de un nuevo Capítulo del MMH.especificación de los equipos para fiscalización automática de hidrocarburos para transferencia de custodia (LACT). API Std 2554 Medición y calibración de carrotanques. API Std 650 Construcción de tanques para almacenamiento de hidrocarburos soldado. ASTM D 270 Muestreo de productos derivados del petróleo. API Std 2551 Medición y calibración de tanques cilíndricos horizontales. reparación. API Std 653 Inspección. API RP 2556. API SPEC 11 Equipos para la unidad automática . NORMAS COMPLEMENTARIAS A continuación se relacionan una serie de normas que permiten complementar y servir de referencia para la ejecución de los procedimientos y actividades que contempla el Manual de Medición de Hidrocarburos: ANSI B 9319 Método para estratificación de muestras de fluidos de líneas operadas hidráulicamente con fluidos de hidrocarburos. y reconstrucción de tanques.1. es complementaria al capitulo 2 del API MPMS sección 2B “Calibración de tanques usando el método de la línea de referencia óptica”. ASTM D 4377 Determinación de contenido de agua para hidrocarburos por el método de karl fischer. Tank calibration. . Chapter 2 Section 2C. este se compone de los siguientes capítulos: Chapter 1. ASTM D 4177 Muestreo automático de crudo y productos del petróleo. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical-Triangulation Method.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 35 de 54 ASTM D 1145 Método de muestreo gas natural. Chapter 2. Chapter 2 Section 2B. ASTM D1250 Concordante con el capitulo 11 API MPMS volúmenes 2. Measurement and Calibration of Upright Cylindrical Tanks by the Manual Tank Strapping Method. Manual de estándares de medición de petróleo del instituto Americano del petróleo. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical Reference Line Method. GPA GPA 2166 GPA 2172 API MPMS: Gas Processors Association Obtención de muestras de gas natural por cromatografía de gases. ASTM D4928 Método para determinación del contenido de agua por el método karlficher concordante capitulo 10 y 9 del API MPMS. Vocabulary. ASTM D 5190 Método de pruebas estándar para obtener automáticamente la presión de vapor en petróleo. Calidad del Gas Natural. ASTM D 4057 Para el muestreo manual de crudo y productos de petróleo concordante. ASTM D 1265 Práctica para el muestreo manual de GLP. ASTM D 4306 Practicas para muestreo de combustible de aviación y analizar el contenido de contaminación. 34. “American Petroleum Institute” “Manual of Petroleum Measurement Standards”. Chapter 2 Section 2A. Tank Provers. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Internal Electrooptical Distance Ranging Method. Chapter 4 Section 5. Chapter 4 Section 4. Displacement Provers. Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Chapter 3 Section 1B. Chapter 4 Section 1. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging. Chapter 3 Section 3. Petroleum Products. Standard Practice for Gauging Petroleum and Petroleum Products in Tank Cars. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging. Standard Practice for Level Measurement of Light Hydrocarbon Liquids Onboard Marine Vessels by Automatic Tank Gauging. Proving Systems. Tank Gauging. . Chapter 3 Section 6. Chapter 4 Section 3. Introduction. Chapter 3 Section 1A. Chapter 4 Section 2. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank Measurement Systems. Calibration of Barge Tanks. Chapter 2 Section 8A. Chapter 3. Chapter 2 Section 7. Chapter 4. Recommended Practice for The Establishment of the Location of the Reference Gauge Point and the Gauge Height of Tanks on MarineTank Vessels. Master-Meter Provers. Chapter 3 Section 2. Small Volume Provers. Chapter 3 Section 5.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 36 de 54 Chapter 2 Section 2D. Calibration of Tanks on Ships and Oceangoing Barges. Chapter 2 Section 8B. Chapter 5 Section 4. Metering Systems for Loading and Unloading Marine Bulk Carriers. Chapter 5. Field Standard Test Measures. Metering Systems for Aviation Fueling Facilities. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters. Metering. Chapter 6 Section 5. Chapter 5 Section 7. Chapter 5 Section 2. Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems. Chapter 6 Section 4. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters. Chapter 4 Section 7. Chapter 6 Section 2. Pulse Interpolation. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters. of Flow Measurement Pulsed-Data Chapter 5 Section 6. Fidelity and Security Transmission Systems. Chapter 5 Section 1. Loading-Rack and Tank-Truck Metering Systems For Non-LPG Products. Metering Assemblies. Chapter 5 Section 3. Testing Protocol for Differential Pressure Flow Measurement Devices. Chapter 6. . Chapter 5 Section 8. Chapter 4 Section 8. General Considerations for Measurement by Meters. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology. Operation of Proving Systems. Accessory Equipment for Liquid meters.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 37 de 54 Chapter 4 Section 6. Chapter 5 Section 5. Chapter 6 Section 1. and API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Thermohydrometer Method. Temperature Determination. Relative Density. Chapter 8 Section 1. Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products. Chapter 7. Metering Viscous Hydrocarbons. Chapter 8 Section 4. Sediment and Water. Chapter 10 Section 3. . Density determination. Chapter 9 Section 3. Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer. Chapter 8. Standard Test Method for Density. Chapter 10 Section 5. Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products. Chapter 8 Section 2. Chapter 9 Section 2. Standard Practice for Manual Sampling and Handling of Fuels for Volatility Measurement. Standard Test Method for Water in Petroleum Products and Chapter 11. Chapter 6 Section 7. Chapter 8 Section 3. Chapter 10. Sampling.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 38 de 54 Chapter 6 Section 6. Chapter 9. Physical Properties Data. Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum and Petroleum Products. Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure). Bituminous Materials by Distillation. Pipeline Metering Systems. Part 1: Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels. Chapter 12.1 vol 2. Calculation of Static Petroleum Quantities. Chapter 12.1 vol 1.2.M Chapter 11. TABLE 5B-Generalized Products Correction of Observed APIGravity to API Gravity at 60° F.2. Refined Products.2. Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0. Chapter 11. Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90" API Gravity and 638-1074 Kilograms per Cubic Metre Ranges.Generalized Crude Oils and JP-4 Correction of Volume to 60° Against API Gravity at 60° F F. Chapter 11.2. Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90° API Gravity Range.A.1. F F Physical Properties Data Addendum to Section 2.350-Om637 Relative Density (60° F/600F) and .Generalized Crude Oils and JP-4 Correction of Observed API Gravity to API Gravity at 60° .2. Part 2 Compressibility Factors for Hydrocarbons. Water Calibration of Volumetric Provers.1. Volume Correction Factor TABLE 5A .1.2. Part 2: Calculation procedures for Tank cars. F TABLE 6A .2. Section 1: Calculation of Static Petroleum Quantities. and Lubricating Oils.2.50° to 140° Metering Temperature.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 39 de 54 Chapter 11 Section 1. TABLE 6B. Section 1: Calculation of Static Petroleum Quantities.1. . Chapter 11. Temperature and Pressure Volume Correction Factors Generalized Crude Oils. Chapter 11. Correlation of Vapor Pressure for Commercial Natural Gas Liquids.Generalized Products Correction of Volume to 60° F Against API Gravity at 60° F. for Chapter 11. Chapter 11.3. Chapter 12.1. Chapter 14. Part 2: Measurement Tickets. Chapter 12. Natural Gas Fluids Measurement.2. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors. Methods of Evaluating Meter Proving Data.2. Statistical Aspects of Measuring and Sampling. Chapter 12.1.3. .2.5. Chapter 13.2. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors. International System of Units. Chapter 12. Chapter 13.2. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors. Square-Edged Orifice Meters. Part 3: Proving Reports. Chapter 14.3.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 40 de 54 Chapter 12.2. Statistical Concepts and Procedures in Measurement.1. Chapter 12. Chapter 13.2. Section 3: Concentric. Part 4: Calculation of Base Prover Volume by the Waterdraw Method. Chapter 15. Part 5: Calculation of Base Prover Volume by the Master Meter Method.4.2. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors. Part 1: Introduction. Part 2: Specification and Installation. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors. . Marine Measurement. Transfer of Custody. Flow Measurement Using Electronic Metering System. Chapter 19. Chapter 17. Chapter 17. Chapter 16. Measurement of Cargoes On Board Tank Vessels. Guidelines for Pre-Loading Inspection of Marine Vessel Cargo Tanks.3. Guidelines for Cargo Analysis and Reconciliation of Cargo Quantities.1. Chapter 17. Chapter 20. Recommended Practices for Developing Barge Control Factors (Volume Ratio). Chapter 21. Method for Quantification of Small Volumes on Marine Vessels (OBQ/ROB).8. Allocation Measurement. Guidelines for Marine Cargo Inspection. Chapter 19. Mass Measurement of Liquid Hydrocarbons in Vertical Cylindrical Storage Tanks By Hydrostatic Tank Gauging. Chapter 20. Guidelines for Determining the Fullness of Pipelines Between Vessels and Shore Tanks. Chapter 17. Chapter 17.2.2.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 41 de 54 Chapter 16.4. Measurement of Hydrocarbon Fluids By Weight or Mass.5. Evaporative Loss Measurement.1. Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks. Guidelines for Identification of the Source of Free Waters Associated With Marine Petroleum Cargo Movements. Chapter 17.7.1. Chapter 18.6. Allocation Measurement. Chapter 17. Chapter 17. Chapter 17. A.1. es contribuir en forma práctica. documentar.A. Chapter 21.2 ESTANDAR CORPORATIVO DE INGENIERIA DE LA MEDICIÓN El estándar de ingeniería es un documento corporativo se enmarca dentro de los documentos rectores de la medición de hidrocarburos de ECOPETROL S. conformaran bajo la dirección de la Gerencia de Planeación y Suministro GPS de la Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo VSM. a la confiabilidad de la medición al unificar los criterios que deben ser aplicados al diseño y montaje de sistemas de medición en ECOPETROL S. para lo cual el tema de medición de cantidad y calidad será tratado dentro de los comités de gestión de los negocios hasta el nivel de las Vicepresidencias. debe impulsarse el desarrollo del liderazgo y compromiso por establecer. mantener y mejorar la eficiencia.P.2. y constituye una guía práctica para el diseño. Electronic Gas Measurement. el Comité Táctico de Medición de la empresa que sesionará bimestralmente. 6.. . Los líderes de las Vicepresidencias Operativas y el líder de Medición del I. Standard 2560.A. de acuerdo con el reglamento consignado en el Anexo 3 del presente capítulo. eficacia y efectividad de los sistemas de medición de cantidad y calidad de hidrocarburos de la cadena de suministros de ECOPETROL S. montaje y verificación del cumplimiento de las normas y recomendaciones que permiten a la industria petrolera la obtención de los niveles adecuados de incertidumbre en la medición dinámica de hidrocarburos.3 GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVAS En las Vicepresidencias Operativas. donde se analizará la gestión y la proyección del desempeño de los sistemas de medición a cargo de los lideres de medición (Ver Anexo 2) quienes desarrollan las acciones que aseguran la confiabilidad de los sistemas de medición. Reconciliation of Liquid Pipeline Quantities.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 42 de 54 Chapter 21. Electronic Liquid Volume Measurement Using Positive Displacement and Turbine Meters. 6.C. El propósito de este documento. instrumentos. accesorios y válvulas que forman parte de los sistemas de medición de cantidad y calidad para fiscalización y transferencia de custodia. debe satisfacer los requerimientos metrológicos y/o especificaciones establecidas previamente en su diseño e ingeniería. A continuación se muestran las Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base para Verificación de Equipos e Instrumentos (Tabla 1).. Los equipos.4 CONTROL DE EQUIPOS DE MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO Todo equipo y/o instrumento que sea requerido dentro de los sistemas de medición de cantidad y calidad de la cadena de suministros de ECOPETROL S. deben parametrizarse y listarse en el Sistema de Administración del Mantenimiento”Ellipse” establecido en la Empresa para tal fin.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 43 de 54 6. concordante con el presente Manual de Medición de Hidrocarburos y el Estándar Corporativo de Ingeniería de la Medición.A. . agrupándolos por unidades productivas y programando el mantenimiento preventivo más adecuado dependiendo de la criticidad del componente y de los estándares de rutinas de mantenimiento. VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 44 de 54 Tabla 1.2. Capítulo 7 Capitulo 6 Capitulo 7 Capitulo 6 Capitulo 7 Capitulo 6 Capitulo 6 Capitulo 6 Capitulo 6 Capitulo 6 Capitulo 21 Capitulo 21 Capitulo 3 Capitulo 3 Capitulo 3 Capitulo 7 Capitulo 7 Capitulo 8 Capitulo 21 Capítulo 9 Capítulo 9 Capítulo 9 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 Capítulo 18 NORMA NORMA INTERNACIONAL API MPMS Capitulo 4 Sección 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 5 API MPMS Capitulo 4 Sección 3 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.13 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.11 API MPMS Capitulo 5 Sección 2 API MPMS Capitulo 5 Sección 2 API MPMS Capitulo 5 Sección 3 API MPMS Capitulo 5 Sección 3 API MPMS Capitulo 5 Sección 8 API MPMS Capitulo 5 Sección 8 API MPMS Capitulo 5 Sección 6 API MPMS Capitulo 5 Sección 6 AGA Reporte No 7 AGA Reporte No 5 AGA Reporte No 9 AGA Reporte No11 AGA Reporte No 3 API MPMS capítulo 3 sección 2 API MPMS Capitulo 7 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 7 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 7 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6 API MPMS Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21 API MPMS Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3 API MPMS Capitulo 7 numeral 8.2. Notas: Estas frecuencias son frecuencias bases y se ajustan de acuerdo al seguimiento estadístico.2. API MPMS Capitulo 7 numeral 8. . Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base RUTINAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO BASE TIPO DE EQUIPO Probadores tipo tanque Seraphines ( Patrón ) Probador Master Meter Probadores Compactos Probadores Bidireccionales de Pistón Probadores Bidireccionales de Esfera Probadores Unidireccionales de Esfera Probadores Unidireccionales de Pistón Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Dedicado Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Portatil Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Dedicado Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Portatil Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Dedicado Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Portatil Medidores de Coriolis( Líquido )con Probador Dedicado Medidores de Coriolis( Líquido )con ProbadorPortatil Medidores de Desplazamiento Positivo ( GAS) e instrumentación asociada Medidores de Turbina( GAS )e instrumentación asociada Medidores Ultrasónico( GAS )e instrumentación asociada Medidores de Coriollis( GAS)e instrumentación asociada Platina de Orificio ( GAS ) e instrumentación asociada Medidores de llenaderos y descargaderos de carrotanques Transmisores de temperatura Transmisores de Presión Sensores de Temperatura Densitómetros Indicadores de Temperatura Indicadores de Presión Válvulas de doble sello y purga Actuadores ( Límites ) Válvulas de expansión térmica Válvulas de Seguridad Lazos de control en computadores de Flujo Relojes de: Computadores de flujo.1.10 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3. API MPMS Capitulo 8 Sección 2 API MPMS Capitulo 21 ASTM D-1298 Y ASTM D-287 ASTM D-1298 Y ASTM D-287 ASTM D-1298 Y ASTM D-287 ASTM E-1/ASTM E-77 ASTM D-4377 ISO 17025 ASTM D-3230 ASTM D-445 ASTM D-4294 ASTM D-1298 ASTM D-4006 ASTM D-1945 Observación: Los datos resaltados en amarillo se deben anexar en la próxima revisión del MMH del año 2008. sistemas de control Telemetría Tanques de almacenamiento Cintas de medición Termómetros electrónicos (Verificación en campo) Termómetros electrónicos (Verificación mensual e Inspección) Tomamuestras Automático(Verificación en campo) Analizadores(Frecuencia del Mantenimiento y Verificación) Hidrómetro (Verificación en campo) Hidrómetro (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación) Termohidrómetro (Verificación en campo) Termómetros (Verificación en campo) Karl Fischer (Verificación en campo) Balanza Analítica (Verificación en campo) Salinómetro (Verificación en campo) Viscosímetros (Verificación en campo) Analizadores (Verificación en campo) Copas Cerradas (Verificación en campo) Torres de Destilación(Verificación en campo) Cromatógrafo (Verificación en campo) PERIODO DE TIEMPO VERIFICACIÓN 1 mensual 1 mensual 1 mensual 1 mensual 4 meses 3 meses 3 meses 3 meses 6 meses 6 meses 6 meses 3 meses 6 meses 6 meses 6 meses 3 meses 1 mes 1 mes 5 años 1 mes 1 diaria 1 mensual 1 diaria 6 meses 1 diaria 180 dias 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria 1 diaria CALIBRACIÓN 5 años 5 años 1 año 3 años 5 años 5 años 5 años 3 años 1 trimestral 1 ciclo cada 6 meses 1 trimestral 1 ciclo cada 6 meses 1 trimestral 1 ciclo cada 6 meses 1 trimestral 1 ciclo cada 6 meses 1 mes 1 mes 1 mes 1 mes 1 mes 1 año 6 meses 6 meses 6 meses 1 año 1 año 1 año 2 años 1 año 1 año 1 año 6 meses 3 meses 6 meses 15 años 1 año 6meses 6meses 6 meses 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año 1 año MMH Capitulo 4 Capítulo 4 Capitulo 4 Capítulo 4 Capítulo 4 Capítulo 4 Capítulo 4 Capítulo 4 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 5 Capitulo 14 Capitulo 14 Capitulo 14 Capitulo 14 Capitulo 14 Capítulo 3.12 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.1. equipos. No Aplica 8.Vocabulary. CONTINGENCIAS. DIRECCI~NDE DESARROLLO.: API. Politica Y Procedimiento Para El Sistema De Gestion De La Normativa De Ecopetrol S. dirigirse a: 5 EDUARDO MOTTA RUEDA Lider Corporativo de Medici6n GPS-VSM. Colombia. Chapter 1. No Aplica AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE.VlCEPRESlDENClA DE SUMlNlSTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeacion y Suministro MANUAL DE M DC 6 DE E I 1N HIDROCARBUROS CAPITULO i CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versi6n: 01 ECP-VSM-M-001 Fecha: Pdgina 45 de 54 0111112007 - 7. REGISTROS. Washington D. ANEXOS. ECP-DDS-D-01. No 1 2 3 4 TITULO Contenido Manual de Medicion de Hidrocarburos Lideres de Medicion Comite Tactico de Medicion Responsables de 10s Activos Formato Listado de Equipos y el Manual de Medici6n de I-lidrocarburos. Manual of Petroleum Measurement Standards. RESPONSABLE . July 1994.A. 2004 10.C. Version 1. 77p. Second edition. MEDICIÓN ESTÁTICA.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 46 de 54 ANEXO 1 . El Capítulo 3 Sección 1 establece los métodos para la determinación del volumen neto a condiciones estándar de hidrocarburos cargados. Cubre los requerimientos de estaciones de medición para oleoductos y unidades LACT. MEDICIÓN DINÁMICA. CAPITULO 8. Da los parámetros genéricos de Verificación y Calibración en tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos para Transferencia de Custodía.CONTENIDO MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1. Establece parámetros y criterios para el uso de medidores dinámicos para transferencia de Custodía de Hidrocarburos y sus accesorios. las Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base para la Verificación y calibración de equipos e instrumentos. CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO. además suministra información de Medición con Telemetría. SISTEMAS DE MEDICIÓN PARA OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS. Cubriendo desde la identificación de la necesidad de verificación o calibración hasta el recibo de la tabla de aforo por parte de la dependencia operadora del tanque. Establece los métodos y equipos a utilizar para realizar el muestreo automático y/o manual para obtener muestras representativas de petróleo y/o . Da las pautas generales que permiten el desarrollo y ejecución de tareas de Gestión en los Sistemas de medición. MUESTREO. Cubre desde la determinación de la altura del líquido hasta el cálculo del volumen bruto contenido en el tanque. CAPITULO 2. SISTEMAS PROBADORES. CALIBRACIÓN DE TANQUES. DETERMINACIÓN DE TEMPERATURA. Este capítulo provee guías genéricas para seleccionar el tipo y tamaño del medidor. así como la medición con báscula. Establece los criterios y características que deben poseer de los probadores que intervienen en el sistema de medición dinámica para transferencia de custodia. además de tener todo el vocabulario que se usará en el Manual de Medición de Hidrocarburos. CAPITULO 3. Da los criterios para la medición manual de volumen de producto líquido y de agua libre contenido en tanques de almacenamiento atmosféricos y presurizados. de crudos y refinados. transportados en carrotanques y descargados en estaciones de producción y terminales de oleoductos. CAPITULO 4. Establece las actividades para determinar la temperatura en tanques de almacenamiento de producto. para ser usado en mediciones para oleoductos en operación. CAPITULO 6. CAPITULO 7. y las relativas ventajas y desventajas del método de probadores para el medidor. Los tipos de accesorios e instrumentos que deben ser usados para estas especificaciones. Aplica a las áreas operativas y que manejan medición dinámica para transferencia de custodia y fiscalización. CAPITULO 5. Comprende evaluación y control de tendencia en los factores del medidor utilizando cartas de control y análisis de incertidumbres aleatorias asociadas con los datos de prueba del medidor. . la presión. Especifica el uso de las tablas para determinar los factores de corrección que intervienen en la liquidación volumétrica. la temperatura. Define las formulas para realizar correcciones por volumen. Establece lineamientos y parámetros que se deben tener en cuenta para determinar la densidad relativa o gravedad API en crudos y derivados líquidos de petróleo. CAPITULO 10. CAPITULO 16. Da guías para selección. funcionamiento y mantenimiento de los sistemas de medición utilizados para Gas Licuado de Petróleo. DETERMINACIÓN DE DENSIDAD. CAPITULO 15. Da las tablas apropiadas para determinar los factores de corrección por efecto de temperatura. instalación. CONTROL ESTADÍSTICO DE MEDICIÓN. Establece los parámetros a utilizar en la instalación de Sistemas Hidrostáticos de Medición de Tanques (HTG). nomenclatura y uso del sistema internacional de unidades para cantidades involucradas en las mediciones. CAPITULO 14. Da especificaciones de las unidades de preferencia para cantidades involucradas en medición y factores para la conversión de cantidades expresadas en unidades métricas. SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES. MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS POR MASA. centrífuga y destilación. utilizando la medición directa de la masa contenida en tanques de almacenamiento de hidrocarburos. Da procedimientos estadísticos que permiten evaluar. FACTORES DE CORRECCIÓN. DETERMINACIÓN DE AGUA Y SEDIMENTO. Comprende la determinación de BSW por titulación.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 47 de 54 productos derivados. Cubre las formulas estándar para la determinación de los factores de corrección volumétrica CAPITULO 13. Comprende desde la toma de la muestra hasta la identificación. material de construcción del medidor o del probador. conservación y envío de las muestras obtenidas CAPITULO 9. CAPITULO 11. CALCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO. MEDICIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO. Da parámetros para facilitar la uniformidad en la práctica métrica. verificar y controlar el funcionamiento y la variación de los factores de calibración de los medidores de flujo a fin de que las incertidumbres aleatorias sean comprendidas y consistentes con los objetivos de los sistemas de medición de hidrocarburos. CAPITULO 12. Establece lineamientos y criterios para realizar las pruebas de contenido de agua y sedimento que se halla presente en el crudo cuando se recibe o entrega por transferencia de custodia. presión y densidad. CAPITULO 24. en tanques de almacenamiento y operaciones de transferencia. CAPITULO 20. medida estática. D-93. que se deben llevar a cabo cuando se presentan diferencias de volúmenes netos y/o contenidos de agua. Provee las pautas de diseño y funcionamiento para los sistemas de medición por asignación de líquidos.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 48 de 54 CAPITULO 17. toma muestras. la elaboración de planes de formación y la evaluación de la eficacia de los mismos. . PRUEBAS DE LABORATORIO. GUIA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. CAPITULO 25. MEDICIÓN POR ASIGNACIÓN. D-4294. Da las variables. Establece las actividades necesarias para planificar. Determina guías para llevar a cabo medición por asignación. azufre. mecanismos y fuentes relevantes que permiten determinar las perdidas por evaporación. Establece actividades para la elaboración y ejecución de planes de formación que permitan asegurar las competencias requeridas por el personal que desarrolla actividades relacionadas con la medición de hidrocarburos. refinados y Gas Licuado del Petróleo GLP. ATENCIÓN DE RECLAMOS POR DIFERENCIAS DE VOLUMEN Y CONTENIDO DE AGUA. D-97. SISTEMAS DE MEDICIÓN ELECTRÓNICA. Da los métodos mas utilizados para determinar el contenido de sal. Cubre de forma general los procedimientos de las pruebas ASTM D-3230. punto de fluidez. CAPITULO 23. MEDICIÓN MARINA. Da los parámetros a tener en cuenta en buques. probador. viscosidad y puntos de chispa en hidrocarburos. Da los parámetros y criterios que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición electrónica para hidrocarburos líquidos. AUDITORÍAS E INSPECCIONES DE MEDICIÓN. ejecutar y documentar inspecciones y auditorías internas en medición de cantidad y calidad. Se Incluyen las recomendaciones para medición. PERDIDAS POR EVAPORACIÓN. en operaciones de transferencia de custodia de crudo. CAPITULO 21. D-445. CAPITULO 22. FORMACIÓN EN MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS. CAPITULO 18. Comprende la identificación y análisis de necesidades de formación. CAPITULO 19. calibrador y procedimientos de cálculo. Establecer las acciones. Establece los parámetros básicos para la Estimación de la Incertidumbre Estática y Dinámica en los puntos de Transferencia de Custodia (Esta guía esta en Desarrollo). al igual que las acciones necesarias para el seguimiento y control a las acciones correctivas y preventivas que se generen de estas. botes o remolques y de tierra para determinar las cantidades de carga a bordo. VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 49 de 54 ANEXO 2 – LÍDERES DE MEDICIÓN Objetivo: Desarrollar acciones que aseguren la confiabilidad de los sistemas de medición. Ejecutar evaluaciones a los sistemas de medición usando una lista de verificación basada en la Política para la Gestión de los Sistemas de Medición y en el Manual de Medición de Hidrocarburos. verificando el cumplimiento de los compromisos adquiridos en estás. Evaluar y proponer la reposición y actualización tecnológica de los Sistemas de Medición para transferencia de custodia de acuerdo a las necesidades detectadas. 14. 9. tanques y probadores. Examinar el informe diario del balance volumétrico para identificar puntos críticos. 11. 7. Analizar el desempeño de los equipos y sistemas de medición para determinar alternativas de mejora y optimización de los mismos. Coordinar las auditorias internas a los sistemas de medición de su respectiva área de negocio. 8. Programar las acciones de capacitación para que el personal responsable por la operación de los sistemas de medición adquiera las competencias necesarias para su gestión. equipos e instrumentos de medición. Realizar Seguimiento al Índice de Gestión de los sistemas de Medición-IGSM en los puntos de transferencia de custodia. 4. 6. con el fin de optimizar la gestión de medición al interior de la respectiva área de negocio. 10. 15. 3. efectuando seguimiento a los desbalances y diferencias volumétricas en todos los puntos de transferencia de custodia. Llevar control estadístico y análisis de incertidumbre de los componentes del sistema de medición. Hacer seguimiento al cumplimiento de las verificaciones y calibraciones de los equipos asociados a los procesos de medición con la frecuencia establecida en este documento. . Hacer seguimiento al cumplimiento del Plan de mejoramiento de la medición de su respectiva área de negocio. 13. Elaborar bases técnicas para los procesos contractuales relacionados con los sistemas de medición de cantidad y calidad. el Manual de Medición de Hidrocarburos y las normas técnicas. 5. 12. Realizar seguimiento y control a los programas de mantenimiento preventivo de los equipos e instrumentos que intervienen en los sistemas de medición de cantidad y calidad. Responsabilidades frente a los sistemas de medición: 1. apoyado en la Política para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos. Divulgar la política de medición y estándares para asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición. Detectar oportunidades y recomendar acciones de mejoramiento 2. Verificar la actualización de los certificados de calibración de los implementos de laboratorio. de acuerdo con el M. Informe Semestral de acciones de capacitación para el personal responsable por la operación de los sistemas de medición.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 50 de 54 16. (Modelo de Maduración de Proyectos). Reportar a la Gerencia de Planeación y Suministro de la VSM la información clave para llevar un seguimiento corporativo a los Tableros Balanceados de Gestión TBG del área de medición de las Vicepresidencias Operativas y reportes mensuales de seguimiento y resultados relativos a los Sistemas de Medición. antes del 15 de Enero y del 15 de Julio de cada año. a lo largo de todo el proceso de maduración. sobre los requerimientos presupuestales y técnicos para asegurar la confiabilidad de los Sistemas de Medición y el cumplimiento de las normas que lo regulan. que incluyan como mínimo: Plan anual y seguimiento bimensual de acción para el mejoramiento de los sistemas de medición. Asesorar a los responsables de los Activos. y del Índice de Incertidumbre de los Sistemas de Medición. 17. antes del 15 de Enero y del 15 de julio de cada año.P. . Informe Semestral de los programas de mantenimiento y calibración de los equipos e instrumentos de los sistemas medición. en el que se discriminen las actividades para el mejoramiento del índice de Gestión de los Sistemas de Medición-IGSM. Plan Anual y seguimiento bimensual de los proyectos de Inversión.M. Analizar y explicar los resultados logrados haciendo explícitas las causas en los casos en que se presenten desviaciones 9. Funciones: Las funciones del Comité de medición son las siguientes: 1. Invitados Temáticos. 3. VPR e ICP. VIT. 3. Integrantes: El Comité de medición de cada área de negocio debe estar integrado por los siguientes funcionarios: 1. 2. 4. Ser Soporte para la implementación de los lineamientos de medición cantidad y calidad para transferencia de custodia de hidrocarburos. . y detectar oportunidades de mejoramiento en estos sistemas. Programar auditorias internas de medición de cantidad y calidad. Gestionar los recursos para el desarrollo de actividades y/o mejoras de los sistemas de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia de hidrocarburos. Evaluar las acciones y resultados obtenidos de la estandarización y optimización de los sistemas de medición de hidrocarburos. . Analizar el índice de Gestión de los sistemas de medición. VRP. Gerente Planeación y Suministro. 6. 2.COMITÉ TÁCTICO DE MEDICIÓN Tiene como objeto analizar la gestión y la proyección del desempeño de los sistemas de medición de cantidad y calidad de Hidrocarburos desde una visión integral. 8. Se sugiere que el comité de medición se reúna por lo menos una (1) vez cada dos meses. 7. Verificar el cumplimiento de objetivos y aplicación de mejora continua de los sistemas de medición. Aprobar acciones para corregir desviaciones frente al plan 10. seis veces al año. proyectos y programas concernientes a las mejora de la confiabilidad de los sistemas de medición de hidrocarburos de acuerdo a las necesidades detectadas. con el fin de tomar decisiones tácticas y operativas. los informes de desempeño del los Sistemas de medición y los informes de Auditorías de medición. con el fin de revisar el grado de confiabilidad y cumplimiento de los lineamientos estratégicos de los sistemas de medición de cantidad y calidad para Transferencia de Custodia en Hidrocarburos por medio del IGSM y el TBG. 5. Lideres de Medición de: VSM.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 51 de 54 ANEXO 3 . Definir los planes. Hacer seguimiento a los Planes de Acción establecidos en las reuniones previas con el fin de monitorear el cumplimiento y la efectividad de los mismos. que permitan el cumplimiento de la política para la gestión de los sistemas de medición y el Manual de Medición de Hidrocarburos. Efectuar Seguimiento a las diferencias volumétricas en crudos y refinados en todos los puntos de transferencia de custodia. Hacer seguimiento del informe diario del balance volumétrico para identificar puntos críticos. Los responsables de los Activos serán determinados por la alta dirección de la Organización: Gerentes. 7. 6. 13. equipos e instrumentos de medición. Asegurar el cumplimiento de la meta establecida en el IGSM para el periodo. el Manual de Medición de Hidrocarburos y las normas técnicas. 9. tanques y probadores. Ejecutar las recomendaciones dadas en las evaluaciones a los sistemas de medición provenientes de Auditorias y/o inspecciones. 3. Gestionar los procesos contractuales para el aseguramiento de los sistemas de medición de calidad y cantidad. 14. Superintendentes y Jefes de Departamento. Asegurar el desempeño de equipos y sistemas de medición para determinar alternativas de mejora y optimización de los mismos. Verificar que se realice el control estadístico y análisis de incertidumbre de los componentes del sistema de medición. 11. Como dueño de Activos se recomienda participar en las auditorias internas a los sistemas de medición de su respectiva área de negocio. apoyado en la política de medición de hidrocarburos.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 52 de 54 ANEXO 4 – RESPONSABLES DE LOS ACTIVOS Objetivo: Ejecutar las acciones recomendadas por el Comité de medición y/o líderes de medición que aseguren la confiabilidad de los sistemas de medición. 12. Programar acciones de capacitación para que el personal responsable por la operación de los sistemas de medición adquiera las competencias necesarias para su gestión. verificando el cumplimiento de los compromisos adquiridos en estás. Asegurar la actualización de los certificados de calibración de los implementos de laboratorio. . Responsabilidades frente a los sistemas de medición: 1. 15. 8. Asegurar el cumplimiento del Plan de mejoramiento de la medición de su respectiva área de negocio. 5. Promover las actualizaciones tecnológicas de medición y transferencia de custodia de acuerdo a las necesidades detectadas de acuerdo con el modelo de maduración de proyectos. Implementar las acciones de mejoramiento. Cumplir los programas de mantenimiento preventivo de los equipos e instrumentos que intervienen en los sistemas de medición de cantidad y calidad. con el fin de garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los sistemas de medición de calidad y cantidad. Promover la aplicación de la política de medición y estándares para asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición 4. 10. 2. Realizar la verificación y calibración de los equipos asociados a los procesos de medición con la frecuencia establecida en este documento. Proporcionar los recursos necesarios para asegurar la confiabilidad de los Sistemas de Medición.VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 53 de 54 16. 17. . VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO Gerencia de Planeación y Suministro MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 1 CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO Versión: 01 ECP-VSM–M-001 Fecha: 01/11/2007 Página 54 de 54 ANEXO 5 – FORMATO LISTADO DE EQUIPOS INVENTARIO DE INSTRUMENTOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS ECP-VSM-001-XXXXXX CODIGO MIMS PERSONA CLASE O PERIODO DE PERIODO DE RANGO DE FABRICANTE DESCRIPCIÓN RESPONSABLE REFERENCIA CALIBRACIÓN MANTENIMIENTO MEDICIÓN LECTURA TOLERANCIA MÍNIMA NO TAG DISTRITO EQUIPO OBSERVACIÓN REVISÓ: FECHA: APROBÓ: PERSONA RESPONSABLE LISTADO: .