MARCO NORMATIVO EN LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO.
Ing. Qco. Hernando Valencia
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Introducción
¿Qué es una norma técnica?
Una norma técnica es un documento aprobado por un
organismo reconocido que establece especificaciones técnicas
basadas en los resultados de la experiencia y del desarrollo
tecnológico, que hay que cumplir en determinados productos,
procesos o servicios.
Los objetivos de las normas son establecer los requisitos que
deben cumplir los procesos, productos o servicios para asegurar
:






Aptitud para el uso
Compatibilidad
Intercambiabilidad
Seguridad
Protección del medio ambiente
Protección del producto
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Beneficios de las Normas Técnicas
 Aseguran una mejor adaptación de
los productos y servicios a los fines
que se destinan
 Facilitan
la
transferencia
cooperación tecnológica
y
 Aumentan la competitividad de las
empresas
 Mejoran y clarifican el comercio
nacional, regional e internacional
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Organizaciones emisoras de normas
AGA : (American Gas Association), Asociación Norteamericana
del Gas
API: (American Petroleum Institute), Instituto Norteamericano
del Petróleo
ASME: (American Society of Mechanical Engineers),
Asociación Norteamericana de Ingenieros Mecánicos.
ASTM: (American Society for Testing and Materials, Sociedad
Norteamericana para Pruebas y Materiales
GPA: (Gas Processors
Procesadores de Gas
Association),
Asociación
de
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Organizaciones emisoras de normas
ISA.
(Instrument
Society
of
Norteamericana de Instrumentos
America)
,
Sociedad
ISO. (International Standarization Organization) , Organización
Internacional de normalización
NFPA: (National Fire Protection Association), Agencia Nacional
de Protección contra
OIML: (Organisation Internationale de Métrologie Légale),
Organización Internacional de Metrología Legal
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Producción de petróleo
Fuente:https://15cd22wbkzf2wsx492cahgnx-wpengine.netdna-ssl.com/wp-content/uploads/2014/01/Oil-Gas-Production-Separator.png
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Normas API MPMS
Las normas API MPMS son examinadas y revisadas, reafirmadas, o
retiradas normalmente cada cinco años. A veces, se hacen prórrogas por
un tiempo de hasta dos años a este ciclo de revisión. Se pueden encontrar
versiones que reafirman la norma.
Las publicaciones de API pueden ser utilizadas por cualquier persona que
así lo desee. El Instituto ha realizado todos los esfuerzos para asegurar la
exactitud y confiabilidad de los datos contenidos en las publicaciones.
La norma API MPMS, cuenta con 23 capítulos dedicados solo a la
medición de hidrocarburos líquidos y gaseosos, estos se describen a
continuación.
http://www.api.org/
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Capitulo 1. Vocabulario
Las palabras o términos contenidos en este vocabulario están definidas
y descritas para ayudar a entender sus usos a lo largo del Manual de
Estándares de Medición del Petróleo del API (MPMS).
Este capitulo existe en inglés y en español
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CAPITULO 2. CALIBRACIÓN DE TANQUES
Sección 2.2A. : Medición y calibración de tanques
Cilíndricos verticales mediante el método de encintado
Manual de tanques (ISO 7507-1 )
Sección 2.2B. : Calibración de tanques cilíndricos verticales
Usando el método de línea óptica de referencia (ISO 7507-2)
Sección 2.2D. : Calibración de tanques cilíndricos verticales
usando el método interno Electro-óptico de determinación
de distancia (ISO 7507-5)
Sección 2.2E. : Calibración de tanques cilíndricos
horizontales.
Parte 1. Método Manual (ISO 12917 – 1)
Sección 2.2F. : Calibración de tanques cilíndricos
horizontales.
Parte 2. Interno Electro-óptico de determinación de
distancia (ISO 12917 – 2)
Sección 2.7. : Calibración de tanques de Barcazas
Sección 2.8A. : Calibración de tanques de Buque y Barcazas
Sección 2.8B. : Practica Recomendada para establecer la
ubicación del punto de medición de referencia y la altura de
medición del tanque del Buque.
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CAPITULO 3. MEDICIÓN DE TANQUE
Sección 3.1A. : Procedimiento Estándar para la Medición
Manual de Petróleo y Productos del Petróleo (ISO 4512)
Sección 3.1B. : Práctica Estándar para la medición de nivel
de hidrocarburos líquidos en los tanques estacionarios con
medición Automática de tanque (ISO 4266-1)
Sección 3.2. : Práctica Estándar para la Medición de
Petróleo y producto de petróleo en Carro-tanque, Cisterna.
Sección 3.3. : Práctica Estándar para la Medición del Nivel
de Hidrocarburos Líquidos en Tanque de almacenamiento
Estacionario Presurizado
por medición automática de
Tanque. (ISO 4266-3)
Sección 3.4. : Práctica Estándar para la Medición del Nivel
de Hidrocarburos Líquidos en Tanque de Buque por
medición automática de Tanque.
Sección 3.5. : Práctica Estándar para la Medición del Nivel
de Hidrocarburos Líquidos Ligero a bordo del Buque por
medición automática de Tanque.
Sección 3.6. : Medición de Hidrocarburos Líquidos por el
Sistema de medición de Tanques Híbridos. (HTMS)
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CAPITULO 4. SISTEMA DE PRUEBA
Sección 4.1.: Introducción
Sección 4.2.: Probadores de Desplazamiento
Sección 4.3.: Probadores de Volumen
Pequeño.
Sección 4.4.: Tanques Probadores
Sección 4.5.: Medidor Maestro de Prueba
Sección 4.6.: Interpolación de Pulsos
Sección 4.7.: Estándar de Medida de Prueba de
Campo
Sección 4.8.: Operación de Sistemas de Prueba
Sección 4.9.: Métodos de calibración para
Probadores de desplazamientos y Tanques
volumétricos.
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CAPITULO 5. MEDIDORES
Sección 5.1.: Consideraciones Generales para medición por Medidores
Sección 5.2.: Medición de Hidrocarburos
Líquidos con Medidores de Desplazamiento
Sección 5.3.: Medición de Hidrocarburos
Líquidos con Medidores de Turbina
Sección 5.4.: Equipo accesorio para
medidores de líquidos.
Sección 5.5.: Fidelidad y Seguridad de los
Sistemas de Medición de Flujo de transmisión
de Datos de pulsos
Sección 5.6.: Medición de Hidrocarburos
liquido con Medidor Coriolis
Sección 5.8.: Medición de Hidrocarburos
liquido con Medidor de flujo ultrasónico
usando la tecnología de tiempo de tránsito
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CAPÍTULO 6. ENSAMBLE DE MEDIDORES
Sección 6.1.: Sistemas de transferencia de
custodia automáticos arrendados (LACT).
Sección 6.2.: Sistema de Medición de Cargue de
Oleoducto
Sección 6.3.: Medición en Sistemas
Dispensadores de Combustibles en Estaciones
de Servicio.
Sección 6.4.: Facilidades de Sistema de Medición
para abastecimiento en Aviación.
Sección 6.5.: Sistemas de medición para cargue
y descargue en Transporte a granel en
Operaciones Marina
Sección 6.6.: Sistema de Medición por Tubería
Sección 6.7.: Medición de Hidrocarburos
Viscosos.
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CAPÍTULO 7 DETERMINACION
DE TEMEPERATURA (ISO 4268 )
Sección
7.1.:
Determinación
de
Temperatura usando termómetro de
mercurio en vidrio.
Sección 7.2.: Determinación dinámica de
temperatura
Sección
7.3.:
Determinación
de
Temperatura automática en tanques.
Sección
7.4.:
Determinación
de
Temperatura
estática
usando
un
instrumento automático de temperatura.
CAPÍTULO 8. MUESTREO
Sección 8.1.: Procedimiento Estándar para
Muestreo Manual de Petróleo y Productos de
Petróleo (ISO 3170)
Sección 8.2.: Procedimiento Estándar para
Muestreo Automático de Petróleo y Productos
de Petróleo (ISO 3171)
Sección
8.3.: Prácticas Estándar para la
mezcla y manipulación de las muestras
líquidas de petróleo y productos derivados del
petróleo.
Sección
8.4.: Práctica Estándar para el
muestreo y manejo de combustibles para la
volatilidad de medición
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CAPÍTULO 9. DETERMINACIÓN DE DENSIDAD
Sección 9.1.: Método de prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad
Productos de Petróleo por el Método del
Especifica) o Gravedad API del Petróleo y
Hidrómetro (ASTM D 1298).
Sección 9.2.: Método de prueba estándar para determinación de la densidad o densidad
relativa de hidrocarburos ligeros por el Método del Hidrómetro de presión (ASTM D 1657).
Sección 9.3.: Método de prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad
Especifica) o Gravedad API del Petróleo y
Productos de Petróleo por el Método del
Termohidrómetro (ASTM D 6822).
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CAPITULO 10. AGUA Y SEDIMENTO
Sección 10.1.: Método de prueba Estándar para Determinación del
Sedimento en el Petróleo y Fuel Oil por el Método de Extracción
(ASTM D 473).
Sección 10.2.: Método de prueba estándar para determinar del Agua en
Crudo por Destilación (ASTM D 4006).
Sección 10.3.: Método de prueba Estándar para Determinación del
Sedimento y Agua en Crudo por el Método de Centrifuga (Procedimiento
en Laboratorio) (ASTM D 4007)
Sección 10.4.: Método de prueba Estándar para Determinación del
Sedimento y/o Agua en Crudo por el Método de Centrifuga (Procedimiento
en Campo).
Sección 10.5.: Método de prueba Estándar para Determinación de Agua
en Producto de Petróleo y Material Bituminoso por Destilación (ASTM D
95)
Sección 10.6.: Método de prueba Estándar para Determinación del
Sedimento y Agua en Fuel Oíl por el Método de Centrifuga (Procedimiento
en Laboratorio) (ASTM D 1796)
Sección 10.7.: Método de prueba estándar para la Determinación de agua
en crudos por Titulación potenciométrica Karl Fischer (ASTM 4377)
Sección 10.8.: Método de prueba estándar para la Determinación de
sedimentos en petróleo crudo por filtración de membrana. (ASTM D 4807)
Sección 10.9.: Método de prueba estándar para la Determinación de agua
en crudos por Titulación coulométrica Karl Fischer (ASTM D 4928)
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CAPÍTULO 11. DATOS DE PROPIEDADES FÍSICAS
Sección
11.1.: Factor de Corrección de Volumen por
Temperatura y Presión Generalizado para el Crudo, producto
de Petróleo y Lubricante.
Sección 11.2.: Factores de corrección de volumen para el
medidor de prueba y factores de Compresibilidad de
hidrocarburos
11.2.1M Factores de Compresibilidad para Hidrocarburos del
rango de 638 1074 kg/m3 (ISO 9770).
Sección
11.2.1.: Factor de Compresibilidad
Hidrocarburos en Rango de 0 a 90º API.
para
Sección
11.2.2.: Factor de Compresibilidad para
Hidrocarburos: 0.350 a 0,637 densidad Relativa (60ºF/60ºF) y 50ºF a 140ºF Medición de Temperatura
Sección 11.2.4.: Factor de Corrección de Volumen por
Temperatura NGL y LPG Tablas 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, y
60E
Sección 11.2.5.: Correlación Simplificada de la presión para
NGL Comercial.
Sección 11.4.1.: Factor de Corrección Volumétrica del Agua y
Densidad de
Agua para la calibración volumétrica de
Probadores.
Sección 11.5.: Intra-conversión Volumen/ Peso/Densidad.
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CAPITULO 12. CALCULO DE CANTIDADES DE PETROLEO
Sección 12.1.: Cálculo de Cantidades de Petróleo Estático
Parte 1 : Tanques Cilíndricos Verticales y Buques
Parte 2 : Procedimiento de Cálculo para Carro-tanque.
NSV = {[(TOV – FW) × CTSh] ± FRA} × CTPL × CSW
Sección 12.2.: Cálculo de Cantidades de petróleo usando el método de medición Dinámica y el
Factor de Corrección Volumétrica.
Parte 1: Introducción
Parte 2: Tiquetes de Medición
Parte 3: Reporte de Pruebas
Parte 4: Cálculo del Volumen Base del Probador por el método Waterdraw.
Parte 5: Cálculo del Volumen Base del Probador por el método del Medidor Maestro.
Sección 12.3.: Resultado de Encogimiento Volumétrico en Mezcla de Hidrocarburos Liviano con
Crudo.
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CAPITULO 13. ASPECTOS ESTADISTICOS DE MEDICIÓN Y
MUESTREO
Sección 13.1.:
Conceptos estadístico
y Procedimientos en
Medición.
Sección 13.2.:
Método de evaluación
de Dato de Medidor
de Prueba
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CAPITULO 14. MEDICION DE FLUIDO DE GAS NATURAL
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CAPITULO 14. MEDICION DE FLUIDO DE GAS NATURAL
Sección 14.1.: Recolección y Manejo de Muestras para Transferencia en Custodia.
Sección 14.3.: Medidor de Orificio Concéntricos, de bordes cuadrados
Parte 1: Ecuaciones generales y guía de la incertidumbre.(AGA Reporte Nº3-1) (GPA-8185-90-1)
Parte 2: Requerimientos de Instalación y Especificaciones .(AGA Reporte Nº3-2) (GPA-8185-902)
Parte 3: Aplicaciones Gas Natural .(AGA Reporte Nº3-3) (GPA-8185-90-3)
Parte 4: Antecedentes, Desarrollo, Implementación y Documentación de Procedimientos
subrutina .(AGA Reporte Nº3-4) (GPA-8185-90-4).
Sección 14.4.: Conversión en masa de Líquidos de Gas Natural y vapores a volúmenes
líquidos equivalentes. (GPA-8173-91).
Sección
14.5.: Cálculo del Poder Calorífico Bruto, densidad relativa y el factor de
compresibilidad de Mezclas de gas natural para el Análisis de composición (GPA-8172-09).
Sección 14.6.: Medición continua de la densidad.
Sección 14.7.: Norma para la Medición de la Masa de Líquidos de Gas Natural (GPA-8182-03).
Sección 14.8.: Medición de Gas Licuado del Petróleo.
Sección 14.9.: Medición de Gas Natural por Medidor Coriolis (AGA Reporte Nº 11-03).
Sección 14.10.: Medición de flujo para Chimenea.
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CAPITULO 15 GUIA PARA EL USO DEL SISTEMA INTERNACIONAL DE
UNIDADES (SI) EN LA INDUSTRIA PETROLERA.
CAPITULO 16 MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS POR PESO O MASA
Sección 2. Medición de la Masa de hidrocarburos líquidos en
almacenamiento Cilíndrico vertical por Medición Hidrostática de Tanque
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tanques de
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CAPITULO 18. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA.
Sección 1. Procedimiento de Medición para crudo desde pequeños Tanques a Camiones
Cisterna
CAPITULO 19. MEDICIÓN DE LA PERDIDA POR EVAPORACIÓN
Sección 19.1.: Perdidas de Evaporación en Tanque de techo
fijo.
Sección 19.1A.: Perdidas de Evaporación en los Tanques de
baja Presión
Sección 19.2.: Perdidas de Evaporación en Tanque de Techo
flotante
Sección 19.4.: Emisiones a la atmósfera de hidrocarburos a
partir de la transferencia de operaciones de los buques
marinos
CAPITULO 20 MEDICIÓN DE ASIGNACIÓN
Sección 1. Medición de asignación.
Sección 2. Medición de asignación de la
producción usando dispositivo de una sola fase.
Sección 5. Práctica recomendada 'para prueba
de pozos productores en medición y
asignación.
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CAPÍTULO 21. MEDICIÓN DE FUJO USANDO SISTEMA DE
MEDICIÓN ELECTRONICA
Sección 21.1.: Medición Electrónica de
Gas.
Sección 21.2.: Medición Electrónica de
volumen liquido usando medidores de DP
y Turbina.
Sección 21.2.: Medición de Flujo
Usando Sistema de medición electrónica,
Masa inferida. (ADENDUM).
CAPITULO 22
PROTOCOLOS DE
PRUEBAS
Sección 22.1.: Guías generales para el desarrollo de protocolos de ensayo para
los dispositivos utilizados para la medición de los fluidos de hidrocarburos
Sección 22.2.: Dispositivos de presión diferencial para medición de caudal
CAPITULO 23.1 RECONCILIACIÓN DE CANTIDADES EN OLEODUCTOS
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CAPITULO 23.1 RECONCILIACIÓN DE CANTIDADES EN
OLEODUCTOS
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Gracias por su atención!!!
hernando.valencia@proasem.com
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