La transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas se refiere a las transacciones que implican el transporte de sustancias físicas de un operador a otro. Esto incluye la transferencia de petróleo crudo y refinado entre tanques y vagones cisterna ; en barcos y otras transacciones. La transferencia de custodia en la medición de fluidos se define como un punto de medición (ubicación) donde se mide el fluido para su venta de una parte a otra. Durante la transferencia de custodia, la precisión es de gran importancia tanto para la empresa que entrega el material como para el eventual destinatario al transferir un material. [1]
El término "medición fiscal" a menudo se intercambia con transferencia de custodia y se refiere a la medición que es un punto de una transacción comercial, como cuando se produce un cambio de propiedad. La transferencia de custodia tiene lugar cada vez que se pasan fluidos de la posesión de una parte a otra. [2] El uso de la frase "medición fiscal" no implica necesariamente ninguna expectativa única de la calidad de la instrumentación que se instalará. "Fiscal" se refiere al servicio del medidor, no a su calidad. "Fiscal" normalmente significa "que se ocupa de las finanzas públicas".
La transferencia de custodia generalmente implica:
Debido al alto nivel de precisión requerido durante las aplicaciones de transferencia de custodia, los medidores de flujo que se utilizan para realizar esto están sujetos a la aprobación de una organización como el Instituto Americano del Petróleo (API). Las operaciones de transferencia de custodia pueden ocurrir en varios puntos del camino; estos pueden incluir operaciones, transacciones o transferencia de petróleo desde una plataforma de producción petrolera a un barco, barcaza, vagón, camión y también al punto de destino final, como una refinería .
Para completar los estándares y/o acuerdos y lograr la máxima precisión, todas las partes incluidas en los procesos de distribución de combustible (vendedores y compradores, servicios de transporte y almacenamiento, departamentos fiscales) deben seguir los procedimientos de transferencia de custodia, se deben implementar en su totalidad las mediciones adecuadas y las operaciones de documentación relacionadas. Las mediciones de transferencia de custodia implican mediciones en tuberías, tanques de almacenamiento, tanques de transporte (cisternas, remolques o tanques de ferrocarril); todo el proceso de distribución de combustible debe ser rastreable. En orden, las mediciones se pueden realizar en unidades de volumen o masa (o ambas), por lo que comúnmente se utilizan varios métodos de medición. [3]
El volumen actual de un producto almacenado en un tanque se puede calcular utilizando una tabla de capacidad del tanque (a veces llamada "tabla de calibración del tanque") y los niveles y temperaturas actuales de un producto en un tanque. La tabla de capacidad del tanque almacena datos sobre el nivel y el volumen apropiado en un tanque y tiene un impacto muy alto en la precisión general del cálculo del volumen. La precisión típica de las tablas de capacidad para operaciones de transferencia de custodia es del 0,05 al 0,1 %. La instalación inicial de un tanque, su precisión y los cambios en el ciclo de vida (como la inclinación o los sedimentos) afectan la precisión de la tabla de capacidad, por lo que deben revisarse periódicamente. Algunas tablas de capacidad son multidimensionales y almacenan datos adicionales, como la escora y el asiento de los tanques de los barcos, la densidad de los productos almacenados y/o se utilizan en sistemas para cálculos automatizados de volumen/masa.
La transferencia de custodia es una de las aplicaciones más importantes para la medición de flujo . Muchas tecnologías de medición de flujo se utilizan para aplicaciones de transferencia de custodia; estos incluyen caudalímetros de presión diferencial (DP) , caudalímetros de turbina , caudalímetros de desplazamiento positivo , caudalímetros Coriolis y caudalímetros ultrasónicos . [5]
Los caudalímetros de presión diferencial (DP) se utilizan para la transferencia de custodia de líquidos y gases para medir el flujo de líquidos, gases y vapor. El caudalímetro DP consta de un transmisor de presión diferencial y un elemento primario. El elemento primario coloca una constricción en una corriente de flujo, mientras que el transmisor DP mide la diferencia de presión aguas arriba y aguas abajo de la constricción.
En muchos casos, los usuarios finales compran los transmisores de presión y los elementos primarios de diferentes proveedores. Sin embargo, varios proveedores han integrado el transmisor de presión con el elemento primario para formar un caudalímetro completo. La ventaja de esto es que se pueden calibrar con el elemento primario y el transmisor DP ya instalados. [6]
Los estándares y criterios para el uso de medidores de flujo DP para aplicaciones de transferencia de custodia están especificados por la Asociación Estadounidense de Gas (AGA) y el Instituto Americano del Petróleo (API).
Una ventaja de utilizar caudalímetros DP es que son el tipo de caudalímetro más estudiado y mejor comprendido. Una desventaja de utilizar caudalímetros DP es que introducen una caída de presión en la línea del caudalímetro. Este es un resultado necesario de la constricción en la línea que se requiere para realizar la medición del flujo DP. [7]
Un avance importante en el uso de caudalímetros DP para aplicaciones de transferencia de custodia ha sido el desarrollo de accesorios de orificio de cámara única y doble .
El primer caudalímetro de turbina fue inventado por Reinhard Woltman, un ingeniero alemán en 1790. Los caudalímetros de turbina consisten en un rotor con palas en forma de hélice que gira cuando el agua o algún otro fluido pasa sobre él. El rotor gira en proporción al caudal (ver medidores de turbina ). Existen muchos tipos de medidores de turbina, pero muchos de los que se utilizan para el flujo de gas se denominan medidores axiales . [8]
El caudalímetro de turbina es más útil para medir flujos limpios, constantes y de alta velocidad de fluidos de baja viscosidad . En comparación con otros medidores de flujo, el medidor de flujo de turbina tiene una importante ventaja de costos sobre los medidores de flujo ultrasónicos , especialmente en los tamaños de línea más grandes, y también tiene un precio favorable en comparación con los precios de los medidores de flujo DP, especialmente en los casos en que un medidor de turbina puede reemplazar a varios. Medidores de presión diferencial.
La desventaja de los caudalímetros de turbina es que tienen piezas móviles sujetas a desgaste. Para evitar el desgaste y la imprecisión, se utilizan materiales duraderos, incluidos rodamientos de bolas cerámicos .
Los caudalímetros de desplazamiento positivo (PD) son medidores de alta precisión que se utilizan ampliamente para la transferencia de custodia de agua comercial e industrial, así como para la transferencia de custodia de muchos otros líquidos. Los caudalímetros PD tienen la ventaja de que han sido aprobados por varios organismos reguladores para este propósito y aún no han sido desplazados por otras aplicaciones. [9]
Los medidores de PD destacan en la medición de flujos bajos y también en la medición de flujos altamente viscosos , porque los medidores de PD capturan el flujo en un recipiente de volumen conocido. La velocidad del flujo no importa cuando se utiliza un medidor de PD.
Los caudalímetros Coriolis existen desde hace más de 30 años y son los preferidos en industrias de procesos como la química y la de alimentos y bebidas . [10] La tecnología Coriolis ofrece precisión y confiabilidad en la medición del flujo de materiales y, a menudo, se la considera una de las mejores tecnologías de medición de flujo debido al flujo másico directo, la densidad del fluido, la temperatura y los caudales volumétricos calculados con precisión. Los medidores Coriolis no tienen partes móviles y brindan estabilidad, repetibilidad y confiabilidad a largo plazo. Debido a que son dispositivos de medición directa de flujo másico, los medidores Coriolis pueden manejar la más amplia gama de fluidos, desde gases hasta líquidos pesados, y no se ven afectados por los cambios de viscosidad o densidad que a menudo afectan las tecnologías basadas en la velocidad (PD, turbina, ultrasonidos). Con la capacidad de rango de flujo más amplio de cualquier tecnología de flujo, Coriolis puede dimensionarse para una baja caída de presión. Esto, combinado con el hecho de que no dependen del perfil de flujo, ayuda a eliminar la necesidad de tramos rectos y acondicionamiento de flujo, lo que permite diseñar sistemas de transferencia de custodia con una caída de presión mínima.
Cabe mencionar que cualquier instrumento de medición que se base en un solo principio de medición mostrará una mayor incertidumbre de medición en condiciones de flujo de dos fases. Los principios de medición convencionales, como el desplazamiento positivo , los medidores de turbina y las placas de orificio aparentemente continuarán midiendo, pero no podrán informar al usuario sobre la ocurrencia de un flujo bifásico. Sin embargo, los principios modernos basados en el efecto Coriolis o la medición de flujo por ultrasonidos informarán al usuario mediante funciones de diagnóstico.
El flujo se mide utilizando medidores Coriolis analizando los cambios en la fuerza de Coriolis de una sustancia que fluye. La fuerza se genera en una masa que se mueve dentro de un marco de referencia giratorio. Debido a la rotación se produce una aceleración angular hacia afuera , que se factoriza con la velocidad lineal . Con una masa de fluido, la fuerza de Coriolis es proporcional al caudal másico de ese fluido.
Un medidor Coriolis tiene dos componentes principales: un tubo de flujo oscilante equipado con sensores y controladores, y un transmisor electrónico que controla las oscilaciones, analiza los resultados y transmite la información. El principio de Coriolis para la medición de caudal requiere que se aproveche la sección oscilante de una tubería giratoria. La oscilación produce la fuerza de Coriolis, que tradicionalmente se detecta y analiza para determinar la tasa de flujo. Los medidores Coriolis modernos utilizan la diferencia de fase medida en cada extremo del tubo oscilante. [11]
Los caudalímetros ultrasónicos fueron introducidos por primera vez en los mercados industriales en 1963 por Tokyo Keiki (ahora Tokimec) en Japón. Las mediciones de transferencia de custodia existen desde hace mucho tiempo y, en los últimos diez años, los medidores Coriolis y ultrasónicos se han convertido en los medidores de flujo elegidos para la transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas .
Los medidores ultrasónicos proporcionan un caudal volumétrico. Por lo general, utilizan el método del tiempo de tránsito, en el que las ondas sonoras transmitidas en la dirección del flujo de fluido viajan más rápido que las que viajan río arriba. La diferencia del tiempo de tránsito es proporcional a la velocidad del fluido. Los medidores de flujo ultrasónicos tienen una caída de presión insignificante si se sigue la instalación recomendada, tienen una alta capacidad de reducción y pueden manejar una amplia gama de aplicaciones. La producción, el transporte y el procesamiento de petróleo crudo son aplicaciones típicas de esta tecnología.
El uso de caudalímetros ultrasónicos sigue creciendo para la transferencia de custodia. A diferencia de los medidores de turbina y PD, los medidores de flujo ultrasónicos no tienen partes móviles. La caída de presión se reduce mucho con un medidor ultrasónico en comparación con los medidores de PD, turbina y DP. La instalación de medidores ultrasónicos es relativamente sencilla y los requisitos de mantenimiento son bajos.
En junio de 1998, la Asociación Estadounidense del Gas publicó un estándar llamado AGA-9. Esta norma establece los criterios para el uso de caudalímetros ultrasónicos para la Transferencia de Custodia de Gas Natural . [12]
La transferencia de custodia requiere un sistema de medición completo que esté diseñado y fabricado para la aplicación, no solo medidores de flujo. Los componentes de un sistema de transferencia de custodia suelen incluir:
Un patín típico de transferencia de custodia de líquidos incluye múltiples medidores de flujo y probadores de medidores. Los probadores se utilizan para calibrar medidores in situ y se realizan con frecuencia; normalmente antes, durante y después de una transferencia de lotes para garantizar la medición. Un buen ejemplo de esto es una unidad de arrendamiento de transferencia automática de custodia (LACT) en una instalación de producción de petróleo crudo.
En la norma ISO 5725-1, la precisión para instrumentos de medición se define como "la cercanía entre el resultado de una prueba y el valor de referencia aceptado". Este término "exactitud" incluye tanto el error sistemático como el componente de sesgo. [13] Cada dispositivo tiene la especificación de precisión indicada por el fabricante y su precisión probada. La incertidumbre tiene en cuenta todos los factores del sistema de medición que afectan la precisión de la medición. La precisión de los medidores de flujo podría usarse en dos sistemas de medición diferentes que, en última instancia, tienen diferentes incertidumbres calculadas debido a otros factores en el sistema que afectan los cálculos de flujo. La incertidumbre incluye incluso factores tales como la precisión del convertidor A/D del ordenador de flujo . La búsqueda de precisión en un sistema de transferencia de custodia requiere una atención meticulosa a los detalles.
Los sistemas de medición de transferencia de custodia deben cumplir con los requisitos establecidos por organismos industriales como AGA , API o ISO , y estándares de metrología nacionales como OIML (internacional), NIST (EE. UU.), PTB (Alemania), CMC (China) y GOST (Rusia). ), DSTU (Ucrania), entre otros. Estos requisitos pueden ser de dos tipos: Legales y Contractuales .
Los códigos y regulaciones nacionales de Pesos y Medidas controlan los requisitos del comercio mayorista y minorista para facilitar el comercio justo. Las regulaciones y los requisitos de precisión varían ampliamente entre países y productos, pero todos tienen una característica común: la " trazabilidad ". Siempre existe un procedimiento que define el proceso de validación donde el medidor de servicio se compara con un estándar que es rastreable hasta la agencia de metrología legal de la región respectiva. [14]
Un contrato es un acuerdo escrito entre compradores y vendedores que define los requisitos de medición. Se trata de ventas de gran volumen entre empresas operadoras donde los productos refinados y el petróleo crudo se transportan por vía marítima , por oleoducto o por ferrocarril . La medición de la transferencia de custodia debe realizarse con el mayor nivel de precisión posible porque un pequeño error en la medición puede equivaler a una gran diferencia financiera. Debido a esta naturaleza crítica de las mediciones, las compañías petroleras de todo el mundo han desarrollado y adoptado estándares para satisfacer las necesidades de la industria.
En Canadá, por ejemplo, toda medición de naturaleza de transferencia de custodia cae dentro del ámbito de Measurement Canada . En Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) controla los estándares que deben cumplirse para el comercio interestatal.
La transferencia de custodia de la medición del flujo de líquido sigue las pautas establecidas por la ISO . Según el consenso industrial, la medición del flujo de líquido se define como una incertidumbre general de ±0,25% o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística adecuada de las incertidumbres de los componentes del sistema de medición.
Las mediciones de flujo de líquido suelen realizarse en unidades volumétricas o de masa. El volumen se utiliza normalmente para operaciones de carga de camiones cisterna independientes, mientras que la masa se utiliza para tuberías de múltiples campos o tuberías costa afuera con un requisito de asignación.
La medición masiva y la generación de informes se logran mediante
En la medición del flujo se utiliza un sistema de muestreo automático proporcional al flujo para determinar el contenido promedio de agua, la densidad promedio y con fines de análisis. Los sistemas de muestreo deben cumplir en términos generales con la norma ISO 3171. El sistema de muestreo es una sección crítica durante la medición del flujo. Cualquier error introducido a través de un error de muestreo generalmente tendrá un efecto directo y lineal en la medición general.
La medición de temperatura y presión son factores importantes a considerar al tomar mediciones de flujo de líquidos. Los puntos de medición de temperatura y presión deben estar situados lo más cerca posible del medidor, en referencia a sus condiciones en la entrada del medidor. Las mediciones de temperatura que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión general del circuito de 0,5 °C o mejor, y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0,2 °C o mejor.
Los controles de temperatura se realizan mediante termómetros certificados con la ayuda de termopozos.
Las mediciones de presión que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión general del bucle de 0,5 bar o mejor y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0,1 bar o mejor.
La transferencia de custodia de la medición del flujo gaseoso sigue las directrices marcadas por los organismos internacionales . Por consenso industrial, la medición del flujo gaseoso se define como una medición del flujo másico con una incertidumbre general de ±1,0% o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística adecuada de las incertidumbres de los componentes del sistema de medición.
Todas las mediciones de flujo gaseoso deben realizarse en corrientes de gas monofásicas, con mediciones en unidades volumétricas o de masa.
El muestreo es un aspecto importante, ya que ayuda a determinar la precisión. Deberían proporcionarse instalaciones adecuadas para obtener muestras representativas. El tipo de instrumentación y el sistema de medición pueden influir en este requisito.
La densidad del gas en el medidor puede determinarse mediante:
La mayoría de las industrias prefieren utilizar la medición continua de la densidad del gas. Sin embargo, ambos métodos pueden usarse simultáneamente y la comparación de sus respectivos resultados puede proporcionar confianza adicional en la precisión de cada método.
En cualquier aplicación de transferencia de custodia, una verdadera incertidumbre aleatoria tiene las mismas posibilidades de favorecer a cualquiera de las partes, el impacto neto debe ser cero para ambas partes y no se deben valorar la precisión y repetibilidad de las mediciones. La precisión y repetibilidad de las mediciones son de gran valor para la mayoría de los vendedores porque muchos usuarios instalan medidores de verificación. El primer paso en el diseño de cualquier sistema de transferencia de custodia es determinar las expectativas mutuas de desempeño de medición del proveedor y del usuario en el rango de caudales. Esta determinación de las expectativas mutuas de desempeño debe ser realizada por personas que tengan una comprensión clara de todos los costos de las disputas de medición causadas por una repetibilidad deficiente. El segundo paso es cuantificar las condiciones de operación que no son controlables. Para una medición de flujo, estos pueden incluir:
El tercer y último paso es seleccionar el hardware, los procedimientos de instalación y mantenimiento que garanticen que la medición proporcione el rendimiento instalado requerido en las condiciones operativas esperadas (incontrolables). Por ejemplo, el usuario puede:
Si bien el primer y segundo paso implican la recopilación de datos, el tercer paso puede requerir cálculos y/o pruebas. [15]
La fórmula para calcular el GNL transferido depende de las condiciones contractuales de venta. Estos pueden relacionarse con tres tipos de contrato de venta según lo definido por los Incoterms 2000: una venta FOB , una venta CIF o una venta DES .
En el caso de una venta FOB (Free On Board), la determinación de la energía transferida y facturada se realizará en el puerto de carga.
En el caso de una venta CIF (Cost Insurance & Freight) o DES (Delivered Ex Ship), la energía transferida y facturada se determinará en el puerto de descarga.
En los contratos FOB , el comprador es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia a bordo del buque para la determinación de volumen, temperatura y presión y el vendedor es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia en la terminal de carga, como el sistema de muestreo. y análisis de gases. Para contratos CIF y DES la responsabilidad se invierte.
Tanto el comprador como el vendedor tienen derecho a verificar la exactitud de cada sistema proporcionado, mantenido y operado por la otra parte. La determinación de la energía transferida suele realizarse en presencia de uno o más inspectores, el oficial de carga del barco y un representante del operador de la terminal de GNL . También puede estar presente un representante del comprador. [16]
En todos los casos, la energía transferida se puede calcular con la siguiente fórmula:
E =(VLNG × DLNG × GVCLNG) - Egas desplazados ± Egas a ER (si corresponde)
Dónde:
E = la energía neta total transferida desde las instalaciones de carga al metanero , o desde el metanero a las instalaciones de descarga.
GNL = el volumen de GNL cargado o descargado en m3.
DLNG = densidad del GNL cargado o descargado en kg/m3.
GCVLNG = el poder calorífico bruto del GNL cargado o descargado en millones de BTU /kg
E gas desplazado = La energía neta del gas desplazado, también en millones de BTU , que es: enviado de vuelta a tierra por el buque metanero durante la carga (volumen de gas en los tanques de carga desplazado por el mismo volumen de GNL cargado ), o gas recibido por el metanero en sus tanques de carga durante la descarga en sustitución del volumen de GNL descargado .
E(gas a ER) = Si corresponde, la energía del gas consumido en la sala de máquinas del metanero durante el tiempo entre la apertura y el cierre de los estudios de transferencia de custodia, es decir, utilizada por el buque en el puerto, que es:
+ Para un traslado de carga de GNL o
- Para un traslado de descarga de GNL