k-342 2015

8/20/2019 k-342 2015

1/81

PDVSA N° TíTULO

REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHA APROB.FECHA

VOLUMEN 9–II

PDVSA, 2005

K–342 CRITERIOS DE DISEÑO PARA SISTEMAS DEMEDICIÓN FISCAL, VENTA Y TRANSFERENCIA DECUSTODIA

Emisión Original

Norma Vivas Héctor LozadaNOV.15 NOV.15

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

AGO.94

NOV.15 M.T.

L.T.

1

0

REVISIÓN GENERAL 80

21

N.V.

E.J.

H.L.

A.N.

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

http://esp/k_342.pdfhttp://esp/k_342.pdf

8/20/2019 k-342 2015

2/81

REVISIÓN FECHA


CRITERIOS DE DISEÑO PARA SISTEMASDE MEDICIÓN FISCAL, VENTA

Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIANOV.151

PDVSA K–342

Página 1

Menú Principal Índice manual Índice volumen Índice norma

“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos deVenezuela, S.A. Está prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como

su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio

(electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin

la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están

reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se

reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores”.

“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para

salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información,

promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la

observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión,

objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la

función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General

de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–41”.

http://localhost/var/www/apps/conversion/index.htmlhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/indice_mid.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_4/indice_vol08.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_4/indice_vol08.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/indice_mid.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/index.html

8/20/2019 k-342 2015

3/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 2


Índice1 INTRODUCCIÓN 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 OBJETIVO 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 ALCANCE 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 REFERENCIAS 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.1 Petróleos de Venezuela, S.A. – PDVSA 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.2 American Gas Association – AGA 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.3 American Petroleum Institute – API 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.4 American Society for Testing and Materials – ASTM 9. . . . . . . . . . . . . . . . .

4.5 International Organization for Standarization – ISO 9. . . . . . . . . . . . . . . . . .4.6 Organisation Internationale de Métrologie Légale – OIML 10. . . . . . . . . . . . .4.7 Process Industry Practices – PIP 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.8 Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN 10. . . . . . . . . . .4.9 Otros 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 DEFINICIONES 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.1 Ajuste 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.2 Acondicionamiento de Corrientes 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.3 Agua Libre 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.4 Auditoría 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.5 Calibración 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.6 Calidad 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.7 Cantidad 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.8 Celda de Carga 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.9 Certificado de Calibración 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.10 Certificación 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.11 Computadora de Flujo/Volumen 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.12 Condiciones Estándar 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.13 Condiciones de Operación 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.14 Controlador de Muestreo 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.15 Densidad 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.16 Densitómetro 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.17 Disco o Cartilla de Medición 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.18 Disponibilidad 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.19 Elemento de Medición 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.20 Elemento Primario 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.21 Operadora 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.22 Emulsión 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.23 Enderezador de Flujo 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


8/20/2019 k-342 2015

4/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 3


5.24 Ente Acreditado 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.25 Entidad Autorizada 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.26 Error de Medición 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.27 Error Sistemático 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.28 Error Total 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.29 Estándar Nacional 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.30 Estándar Primario 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.31 Estratificación 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.32 Extractor de Muestra 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.33 Factor del Medidor 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.34 Fiscalización 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.35 Muestra (Grab) 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.36 Gravedad API 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.37 Gravedad Específica 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.38 Histrograma 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.39 Homogenización 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.40 Humedad 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.41 Incertidumbre 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.42 Incertidumbre Total 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.43 Inspección 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.44 Instrumento Certificado 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.45 Integrador 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.46 Interpolación 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.47 Lazo de Muestreo 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.48 Líquido Homogéneo 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.49 Masa 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.50 Masa Neta 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.51 Máximo Error Permisible de un Instrumento de Medición 16. . . . . . . . . . . . .5.52 Medición 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.53 Medidor con Caracteristicas Líneal 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.54 Medición de Transferencia de Custodia 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.55 Medición en Línea 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.56 Medición Fiscal 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.57 Medidores de Desplazamiento Positivo 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.58 Medidor Maestro 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.59 Mermas 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.60 Mesurando 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.61 Meter Run (Carrera de Medición) 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.62 Metrología 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.63 Mezclador de Potencia 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.64 Mezclador Estático 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.65 Muestra 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


8/20/2019 k-342 2015

5/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 4


5.66 Muestra Representativa 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.67 Muestreo 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.68 Nivel 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.69 Nivel de Agua Libre (FWL) 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.70 Pérdidas Naturales 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.71 Pérdidas Operacionales (Pérdidas) 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.72 Peso 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.73 Peso Bruto 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.74 Peso Muerto 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.75 Peso Vivo 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.76 Placa de Orificio 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.77 Precisión 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.78 Presión Diferencial 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.79 Probador de Medidor 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.80 Probe 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.81 Producción Fiscalizada 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.82 Prueba 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.83 Prueba de Medidor 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.84 Punto de Medición 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.85 Rango 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.86 Rango lineal del Medidor 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.87 Rangobilidad 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.88 Referencia 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.89 Registrador 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.90 Relación beta 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.91 Repetibilidad 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.92 Resolución 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.93 Sensor 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.94 Sistema de Medición de Transferencia de Custodia (LACT) 21. . . . . . . . . . .5.95 Suplidor 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.96 Tablas de Calibración 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.97 Tanque Probador 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.98 Transductor 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.99 Tomamuestras Automático 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.100 Transferencia de Custodia 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.101 Trazabilidad 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.102 Turbina 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.103 Valor Calorífico 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.104 Valor Verdadero 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.105 Variable Medida 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.106 Variación 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.107 Venta 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


8/20/2019 k-342 2015

6/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 5


5.108 Verificación 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.109 Volumen 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.110 Volumen Neto (NV) 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.111 Volumen Total Observado (TOV) 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 REQUERIMIENTOS GENERALES 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 CONSIDERACIONES DE CALIDAD EN LAS MEDICIONES 31. . . . .8 CONSIDERACIONES DE CONSTRUCCIÓN E INSTALACIÓN 32. . .9 REQUERIMIENTOS FUNCIONALES 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.1 Dimensionamiento 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.2 Desempeño 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.3 Certificación 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.4 Incertidumbres 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.5 Disponibilidad/Respaldo 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.6 Procedimientos de Contingencia 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 REQUERIMIENTOS OPERACIONALES 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.1 Ambiente Operacional 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.2 Monitoreo 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.3 Toma de Muestras 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.4 Cálculo de Fiscalización 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 SEGURIDAD/INTEGRIDAD DEL PROCESO Y PARO 45. . . . . . . . . .12 REQUERIMIENTOS DE MANTENIBILIDAD 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13 REQUERIMIENTOS DE LÍMITES DE BATERÍA 48. . . . . . . . . . . . . . . .14 REQUERIMIENTOS DE PRUEBAS/COMISIONAMIENTO 48. . . . . . .15 REQUERIMIENTOS DE PROTECCIÓN 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 REQUERIMIENTOS AMBIENTALES 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 REQUERIMIENTOS DE VERIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN 50. . . .18 CERTIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN 51. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 REQUERIMIENTOS DE AUDITORÍAS 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20.1 Medición de Sólidos 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20.2 Medición de líquidos 57. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20.3 Medición de Gases 68. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20.4 Medición de Vapor 75. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21 MEDICIÓN DE ELECTRICIDAD 77. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 ASEGURAMIENTO Y CONTROL DE CALIDAD 78. . . . . . . . . . . . . . .23 BIBLIOGRAFÍA 78. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24 ANEXOS 78. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


8/20/2019 k-342 2015

7/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 6


1 INTRODUCCIÓN

De acuerdo a las normas de fiscalización publicadas por el Ministerio del PoderPopular de Petróleo y Minería (MPetroMin), PDVSA es responsable del diseño,procura y construcción de los sistemas de medición fiscal de hidrocarburos ycombustibles.

Todos los sistemas para la medición fiscal, transferencia de custodia y venta dehidrocarburos, servicios utilitarios, materiales y productos para los procesosindustriales de PDVSA, deben cumplir con requerimientos mínimos, con el fin desatisfacer los niveles de precisión, confiabilidad, disponibilidad, calidad,mantenibilidad, operabilidad e integridad exigidos por los operarios y usuarios deestos sistemas.

2 OBJETIVOEstablecer los criterios para el diseño, fabricación, instalación y construcción deSistemas de medición en PDVSA para propósito fiscal, transferencia de custodiay venta de petróleo crudo, gas, combustibles, servicios utilitarios, materiales yproductos para los procesos industriales de PDVSA.

3 ALCANCEEl alcance de esta norma incluye los criterios de diseño de los sistemas demedición con propósito fiscal y/o transferencia de custodia para petróleo, gas,combustibles, servicios utilitarios, servicios industriales, materiales y productospara los procesos industriales de PDVSA.

En general los criterios y procedimientos definidos en esta norma son específicospara la medición de hidrocarburos o combustibles, sin embargo pueden seraplicados también para la medición de productos diferentes a los hidrocarburoso combustibles con las siguientes observaciones:

El ente de aprobación y certificación metrológica es el Servicio AutónomoNacional de Normalización, Calidad, Metrología y Reglamentos Técnicos(SENCAMER).

Los métodos de medición y cálculo, puntos de medición y entes certificador deproductos diferentes a hidrocarburos o combustibles no requiere aprobacióno acreditación del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería(MPetroMin).

La medición de volúmenes, preferiblemente se realizará en forma dinámica,y como segunda opción, por razones técnica u operacional, por medio depesaje. El uso de otros métodos debe ser acordada entre las partes.

Los valores de incertidumbres para cada tipo de medición se deben acordarentre las partes.


8/20/2019 k-342 2015

8/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 7


Los métodos y normas a ser usadas en las pruebas y verificación de

laboratorios deben ser acordados entre las partes. Los métodos y normas aplicables para la selección e instalación de medidoresy cálculos de los fluidos de hidrocarburos, son también aplicables a cualquierfluido newtoniano diferente a los hidrocarburos. Las partes acordarán su usoo de cualquier otra norma o procedimiento.

Los puntos de medición típicamente será en el punto de entrega del productoo acordadas entre las partes.

Los requerimientos de disponibilidad y métodos de contingencia para lamedición y cálculos de volúmenes de los productos de bajo valor económicoo mediciones no críticas, serán acordadas entre las partes.

Esta norma cubre la medición de los siguientes productos y servicios:Hidrocarburos líquidos

Petróleo Productos refinados livianos Productos refinados pesados: asfalto, cera, parafina Gas licuado: LPG, LNG Entre otros.Líquidos no hidrocarburos

Productos y sustancias químicas Efluentes Agua para inyección a yacimiento Entre otros.Hidrocarburos gaseosos

Gas natural Etano Metano Propano

Entre otros.Gases no hidrocarburos

Nitrógeno CO2 Entre otros. Productos y sustancias químicas Azufre Entre otros.


8/20/2019 k-342 2015

9/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 8


Servicios utilitarios

Agua Vapor Aire Entre otros.

4 REFERENCIASSe puede hacer referencia a la última edición (o de la edición indicada) de lassiguientes normas y regulaciones, con el fin de obtener información adicional.

4.1 Petróleos de Venezuela, S.A. – P DVSAK–301 Pressure Instrumentation.K–302 Flow Instrumentation.

K–303 Level Instrumentation.

K–304 Temperature Instrumentation.

K–305 Process Analyzers.

K–332 Control Valves.

K–369 Instrumentation QA / QC

MDP–11–MT–01 Feeding Systems for Solids.MDP–11–MT–02 Conveyor Systems for Solids: Conveyer Belting.

MDP–11–MT–03 Conveyor Systems for Solids: Chain, Jack, Vibrating and ”inMass” Type Conveyors, and Bucket Elevators.

MDP–11–MT–04 Conveyor Systems for solids: Pneumatic Transportation.

MDP–11–MM–01 Bulk Solid Material Sampling.

MDP–11–MS–01 Storage in silos and hoppers.

4.2 American Gas Association – AGAReport No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 1: General Equations andUncertainty Guidelines.

Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 2: Specification and InstallationRequirements.

Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 4: Background, DevelopmentImplementation Procedure.

Report No. 7, Measurement of Natural Gas by Turbine Meter.

http://localhost/var/www/apps/conversion/index.htmlhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/indice_mid.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_4/indice_vol08.htmhttp://../vol09-1/k-301/k-301.pdfhttp://../vol09-1/k-301/k-301.pdfhttp://../vol09-1/k-301/k-301.pdfhttp://../vol09-1/k-302/k-302.pdfhttp://../vol09-1/k-302/k-302.pdfhttp://../vol09-1/k-303/k-303.pdfhttp://../vol09-1/k-303/k-303.pdfhttp://../vol09-1/k-304.pdfhttp://../vol09-1/k-304.pdfhttp://../vol09-1/k-305.pdfhttp://../vol09-1/k-305.pdfhttp://../vol09-1/k-332/k-332.pdfhttp://../vol09-1/k-332/k-332.pdfhttp://k-369/k-369-1.pdfhttp://k-369/k-369-1.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_02.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_02.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_03.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_03.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_03.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_04.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_04.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mm_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mm_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_ms_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_ms_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_ms_01.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_04.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_03.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_02.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mt_01.pdfhttp://k-369/k-369-1.pdfhttp://../vol09-1/k-332/k-332.pdfhttp://../vol09-1/k-305.pdfhttp://../vol09-1/k-304.pdfhttp://../vol09-1/k-303/k-303.pdfhttp://../vol09-1/k-302/k-302.pdfhttp://../mdp/materia/mdp_11_mm_01.pdfhttp://../vol09-1/k-301/k-301.pdfhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_4/indice_vol08.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/indice_mid.htmhttp://localhost/var/www/apps/conversion/index.html

8/20/2019 k-342 2015

10/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 9


Report No. 8, Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon

Gases.Report No. 9, Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters.

Report No. 10, Speed of Sound in Natural Gas and Other Related HydrocarbonGases.

Report No. 11, Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter.

4.3 American Petroleum Institute – API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS).

2555 Liquid Calibration of Tanks.

4.4 American Society for Testing and Materials – ASTM Crude Oil API Gravity.

D–4928 Standard Test Method for Water in Crude Oils by Coulometric Karl FischerTitration.

4.5 International Organization for Standarization – ISOIEC 3309 Telecommunication and Information; exchange between systems;high–level datalink control (HDLC) procedure; frame structure.

5167–1 Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices – Part1: Orifice plates, nozzles and Venturi tubes inserted in circular cross–sectionconduits running full.

5168 Measurement of Fluid flow: Expression of Uncertainty of a Fluid FlowMeasurement Rate.

10715 Natural Gas Sampling Guidelines.

10790 Measurement of fluid flow in closed conduits – Guidance to the selection,installation and use of Coriolis flowmeters.

12242 Measurement of fluid flow in closed conduits –– Ultrasonic transit–time

meters for liquid.17089–1 Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas

– Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement.

17089–2 Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas – Part 2: Meters for industrial applications.

6976 Natural Gas – Calculation of Calorific Values, Density, and Relative Densityand Wobbe Index from Composition.

9951 Measurement of Gas Flow in Closed Conduits – Turbine Meters.


8/20/2019 k-342 2015

11/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 10


12213–1 Natural Gas Calculation of compression factor Part 1: Introduction and

guidelines.12213–2 Natural Gas Calculation of compression factor Part 2: Calculation usingmolar–composition analysis.

12213–3. Natural Gas Calculation of compression factor Part 3: Calculation usingphysical properties.

4.6 Organisation Internationale de Métrologie Légale – OIMLP17 Guide for the Expression of Uncertainty in Measurements.

R85, Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storagetanks.

R125, Measuring systems for the mass of liquids in tanks.

4.7 Process Industry Practices – PIPPCCWE001 – Weighing Systems Criteria.

PCEWE001 – Weighing Systems Guidelines.

4.8 Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN200 Código Eléctrico Nacional.

4.9 OtrosLey de Metrología, publicada en Gaceta Oficial No. 38263, 01 Septiembre 2005.

Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Líquidos de MPetroMin.

Normas Técnicas Medición Hidrocarburos Gaseosos de MPetroMin.

5 DEFINICIONES

5.1 AjusteEs la operación de llevar un instrumento de medición a un estado satisfactorio deoperación y precisión.

5.2 Acondicionamiento de CorrientesEs la mezcla de una corriente de fluido, de tal forma que se pueda tomar unamuestra representativa de ella.

5.3 Agua LibreEs el agua que existe como una fase separada.


8/20/2019 k-342 2015

12/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 11


5.4 Auditoría

Es el proceso de revisión a un sistema, equipo o proceso realizada porespecialista para verificar estado de integridad y cumplimiento de normas.

5.5 CalibraciónEs el conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones especificadas,la relación entre los valores indicados por el instrumento de medición (o valoresrepresentados por mediciones) y los correspondientes valores respaldadas porlos estándares.

5.6 Calidad

Son los atributos medibles relacionados a todas las características que cumpleuna necesidad expresada o implícita de un fenómeno, objeto o sustancia.

5.7 Cantidad Es la magnitud de una propiedad por medio del cuál un fenómeno, objeto osustancia puede ser medida.

5.8 Celda de CargaEs el dispositivo de compresión o tensión que produce una señal de salidaproporcional al peso vivo.

5.9 Certificado de CalibraciónEs el certificado emitido por una entidad acreditada por MPetroMin, haciendoconstar la calibración correcta efectuada a un equipo de medición en una fechadeterminada, estableciendo la existencia de relación entre las lecturasexpresadas por un dispositivo de medición y su valor real. La determinación delvalor real debe cumplir con los estándares nacionales e internacionales.

5.10 CertificaciónEs la calibración respaldada y documentada por una entidad autorizada yacreditada por MPetroMin, mediante Certificado de Calibración, indicando que

una acción de calibración y ajuste se llevó a cabo siguiendo un procedimientoestablecido. La certificación garantiza la precisión de la medición y permite latrazabilidad hasta una agencia reconocida de metrología.

Es un proceso realizado por un tercero acreditado para confirmar que unproducto, proceso o servicio cumple con, por ejemplo, un estándar.

5.11 Computadora de Flujo/VolumenEs el equipo usado para calcular el flujo y volúmen, usando señales de flujo brutoo nivel, compensado por temperatura, presión, densidad y composición del fluido.


8/20/2019 k-342 2015

13/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 12


5.12 Condiciones Estándar

Son las condiciones del hidrocarburo (crudo o gas) a una temperatura de 60°F(15,6°C) y una presión de 14,7 PSI (1 atm).

5.13 Condiciones de Operación

Son las condiciones a las que se encuentra sujeto el desempeño del medidor.

Estas condiciones generalmente corresponden a presión y temperatura.

5.14 Controlador de Muestreo

Es el dispositivo que gobierna la operación del extractor de muestras.

5.15 Densidad

Es la relación de la masa por unidad de volumen de una sustancia, a una presióny temperatura dada.

5.16 Densitómetro

Es el medidor de densidad en el cual la muestra fluye continuamente a través oalrededor del transductor permitiendo la medición continua.

5.17 Disco o Cartilla de MediciónEs el disco portátil inserto en el registrador adjunto a los elementos primarios deflujo basado en presión diferencial. El disco viene en círculos concéntricos, dentrode los cuales una plumilla rectora graba la presión estática, será otra plumillaregistra el diferencial de presión y una tercera plumilla mide la temperatura.

5.18 Disponibilidad

Es la cualidad o condición de un sistema, equipo o proceso de estar en buenestado operacional o funcional para ser usado o utilizado.

5.19 Elemento de MediciónEs la parte de un sistema de medición que interpreta las variaciones producidapor el elemento primario y que expresa una lectura relacionada con la variable aser medida.

5.20 Elemento Primario

Es la parte de un sistema de medición que genera la variación de magnitud de unavariable que es proporcional a la variación de la variable que se desea conocer.


8/20/2019 k-342 2015

14/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 13


5.21 Operadora

Es el ente responsable de la operación y buen funcionamiento de los sistemas demedición fiscal. Para esto, cada operadora debe garantizar el correctofuncionamiento de todos los componentes del sistema de medición, y de estamanera, obtener la información confiable y auditable de los volúmenes sujetos apagos de impuestos y regalías.

5.22 EmulsiónEs la mezcla de agua y crudo no separada.

5.23 Enderezador de Flujo

Es el elemento que ayuda al desarrollo de un perfil de velocidad de flujo, planoy estable. El enderezador de flujo se instala aguas arriba del medidor de flujo conel fin de minimizar los errores de medición debido a fluctuación en el perfil de flujo.

5.24 Ente AcreditadoEs la compañía independiente experta en la medición y control de producción dehidrocarburos, la cual debe reunir todos los requisitos exigidos por la Direccióncompetente del MPetroMin, según las disposiciones de estas Normas, pararealizar tanto auditorias de sistemas de medición, como mantenimiento,instalación, calibración y certificación de equipos de control y de la medición degas natural, a los efectos de su respectiva calificación y registro en el MPetroMin.

5.25 Entidad AutorizadaEs el laboratorio de medición y calibración que usa estándares de medición,instrumentos y procedimientos certificados por la autoridad nacional ointernacional de certificación de que cumple con los estándares nacionales einternacionales, por lo que dicho laboratorio está autorizado para realizarmediciones y calibraciones certificadas.

5.26 Error de MediciónEs la diferencia entre el resultado obtenido en la medición de una variable y su

valor real. 5.27 Error Sistemático

Es el error causado consistentemente por el efecto de alguna o varias magnitudesque influyen en la medición.

5.28 Error Total Es el límite máximo de error de un dispositivo o sistema, es igual al valor de ladesviación máxima más el error sistemático.


8/20/2019 k-342 2015

15/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 14


5.29 Estándar Nacional

Es un estándar reconocido por una decisión oficial de un país, como la base parala fijación de valor en ese país, de otros estándares de una magnitud dada. Engeneral el estándar nacional en un país es también un estándar primario.

5.30 Estándar PrimarioEs un estándar de una medida en particular que tiene la máxima calidadmetrológica en un país dado.

5.31 EstratificaciónEs la tendencia de los productos almacenados en tanques, de formar capas de

productos de diferentes valores de densidades y temperatura.

5.32 Extractor de MuestraEs el dispositivo para extraer muestras del contenido dentro de una tubería, lazode muestra o tanque.

5.33 Factor del Medidor Es el Término adimensional usado para compensar las desviaciones de unamedida, causada por desgaste y variaciones de las condiciones de operación deun medidor.

5.34 FiscalizaciónEs el acto en el que se establece la medición de cantidades y calidadescertificadas por el MPetroMin, a ser utilizadas para el cálculo del pago deimpuestos y regalías.

5.35 Muestra (Grab)Es el volumen de muestra extraído de la tubería, mediante una actuación simpledel extractor de muestras.

5.36 Gravedad API Es una medida característica en la industria del petróleo, usada como referenciade la densidad de los hidrocarburos.

5.37 Gravedad EspecíficaEs el peso relativo y masa de una sustancia en comparación con el peso y la masade una sustancia estándar, para líquido y sólido la sustancia estándar es agua a60°F y 1 Atmósfera de presión.


8/20/2019 k-342 2015

16/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 15


5.38 Histrograma

Es el diagrama que muestra una distribución de frecuencia.

5.39 HomogenizaciónEs la operación que mantiene bien mezclado todos los componentes individualesde una mezcla. En el caso de mezcla de crudo/agua, las gotas grandes de aguay cualquier agua libre que pueden estar presente, están separados y biendisperso en el crudo, produciendo una mezcla en el cuál cada subdivisión devolumen tiene la misma cantidad de agua homogéneamente mezclada con elcrudo.

5.40 Humedad Es la presencia de vapor de agua en el gas. La humedad o contenido de agua delgas se expresa en términos de masa de agua por unidad de masa o volumen degas a condiciones estándar.

5.41 IncertidumbreEs el parámetro asociado con el resultado de una medición, que caracteriza ladispersión de los valores que razonablemente pudiera ser atribuido almesurando. También puede ser expresado como un estimado que caracteriza elrango de valores dentro del cuál está el valor verdadero del mesurando.

Cuando se especifica la incertidumbre de una medición, es necesario indicar elprincipio en la cuál se hicieron los cálculos.

5.42 Incertidumbre Total Es el estimado del limite de error de un sistema de medición cuando todas lasincertidumbres de los componentes individuales del sistema son tomados encuenta.

5.43 InspecciónEs el conjunto de medición, investigación o prueba de una o más característica

de un producto, incluyendo la comparación de los resultados con requerimientosespecífico, con el fin de determinar si se han cumplidos los requerimientos.

5.44 Instrumento CertificadoEs el instrumento que ha sido calibrado para obtener el Certificado de Calibración.

5.45 Integrador Es el equipo que lee el disco o cartilla de medición, con el fin de determinar losvolúmenes de gas manejados.


8/20/2019 k-342 2015

17/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 16


5.46 Interpolación

Es el proceso en la que un valor es determinado a partir de valores tabulados deuna función.

5.47 Lazo de MuestreoEs la tubería auxiliar derivada de la tubería principal, la cual contiene un pequeñovolumen del líquido que fluye a través de la tubería principal.

5.48 Líquido HomogéneoEs aquel que tiene la misma composición en todos los puntos del recipiente,tanque o de la tubería (sección transversal).

5.49 MasaEs la cantidad de materia.

5.50 Masa NetaEs la masa de hidrocarburos correspondiente al volumen patrón o neto medido.

5.51 Máximo Error Permisible de un Instrumento de MediciónEs el valor extremo de error tolerado por las especificaciones, regulaciones, entreotros.

5.52 MediciónEs el conjunto de operación con el objeto de determinar el valor de una cantidad.

Es la comparación con una referencia para determinar el valor de una variable enla base de un procedimiento establecido.

5.53 Medidor con Caracteristicas Líneal Es el medidor con una relación constante entre el valor de la medición y el valorreal de la variable medida. La caracteristica líneal denota un factor del medidorconstante en todo su intervalo de medición

5.54 Medición de Transferencia de CustodiaEs la medición que se efectúa con el fin de proveer información de cantidad ycalidad para ser usado en la documentación física y fiscal de un cambio depertenencia y/o cambio en su responsabilidad.

5.55 Medición en LíneaEs la medición de la variable de un producto que se realiza directamente en latubería o recipiente de proceso, sin necesidad de parar el proceso o extraermuestra del producto.


8/20/2019 k-342 2015

18/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 17


5.56 Medición Fiscal

Es proveer información de cantidad y calidad usada para el recobro de impuestoy pagos de regalías.

5.57 Medidores de Desplazamiento PositivoEs el instrumento que mide un volumen de fluido, separándolo mecánicamenteen cantidades discretas de un volumen fijo y contando las cantidades en unidadesde volumen.

5.58 Medidor MaestroEs el medidor que es probado usando un probador certificado y luego es usadopara calibrar otros probadores o probar otros medidores.

5.59 MermasVer Pérdidas naturales.

5.60 MesurandoEs la cantidad sujeta a medición. Ver variable medida.

5.61 Meter Run (Carrera de Medición)

Es el tramo de tubería recta antes y después del elemento de medición de flujo,que se usa para homogenizar el perfil de flujo turbulento. Se expresanormalmente en diámetro de tubería.

5.62 MetrologíaEs la ciencia de la medición.

5.63 Mezclador de PotenciaEs el dispositivo que utiliza una fuente externa de potencia para conseguir elacondicionamiento de corrientes.

5.64 Mezclador EstáticoEs el dispositivo que utiliza la energía cinética del flujo de fluido para lograr elacondicionamiento de la corriente.

5.65 MuestraEs la porción extraída de un volumen total, que puede o no contener la mismaproporción de los componentes que en el volumen total.


8/20/2019 k-342 2015

19/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 18


5.66 Muestra Representativa

Es la porción extraída de un volumen total que contiene la misma proporción decomponentes que en el volumen total.

5.67 MuestreoSon los pasos necesarios para obtener una muestra que es representativa delcontenido de cualquier tubería, tanque o contenedor, y colocarlo en un recipientedesde donde se puede obtener, para análisis, una porción representativa.

5.68 Nivel Es la altura con respecto a una posición de referencia horizontal.

5.69 Nivel de Agua Libre (FWL)Es la altura de la capa de agua libre que se separa del crudo y se acumula pordebajo del mismo.

5.70 Pérdidas NaturalesEs la disminución de la cantidad de flujo másico debido a causas asociadas conel proceso. Ejemplos de pérdidas naturales es la vaporización del crudo entanque atmosférico durante su almacenamiento y la condensación del gasdurante su compresión.

5.71 Pérdidas Operacionales (Pérdidas)Es la pérdida de masa de un producto durante su manejo, causado por fallasoperacionales o de equipos, que pudieran ser evitados. Las fugas son ejemplosde pérdidas operacionales.

5.72 PesoEs la fuerza neta ejercida sobre la masa de una sustancia en comparación conun estándar de referencia.

5.73 Peso BrutoEs la suma de los pesos muertos y vivos.

5.74 Peso MuertoEs el peso de la estructura que se usa para contener la carga o producto.

5.75 Peso VivoEs el peso adicional en una balanza, adicional al requerido para mantener el valorde indicación del peso en cero.


8/20/2019 k-342 2015

20/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 19


5.76 Placa de Orificio

Es una placa circular metálica (acero inoxidable), perforada por un orificio, la cualse coloca (generalmente entre bridas o en una guarnición porta placasespecialmente diseñada) en una tubería a través de la cual pasa el fluido. Eldiámetro del orificio es siempre inferior al diámetro interno del tubo, creando porlo tanto una caída de presión transversal al plato. Midiendo la caída de presióndiferencial (presión diferencial o ”dp”) puede ser determinada la proporción deflujo que pasa por la tubería.

5.77 PrecisiónEn instrumentación de proceso, el grado de conformidad de un valor indicado en

relación a un valor estándar aceptado reconocido, o valor ideal. 5.78 Presión Diferencial

Es la caída de presión de una corriente de medición, la cual varía con laproporción de flujo a través de cualquier elemento de medición (placa de orificio,venturi, entre otros.)

5.79 Probador de Medidor Es un recipiente abierto o cerrado de volumen conocido, usado como estándarde referencia volumétrica para la calibración de medidores.

5.80 ProbeEs la parte del extractor de muestras, que se inserta en la tubería y direcciona laporción del fluido hacia el recipiente recolector de muestras.

5.81 Producción FiscalizadaEs la sumatoria de los volúmenes netos certificados por el MPetroMin en lospuntos de fiscalización a fin de determinar el monto a pagar por regalías u otrosimpuestos.

5.82 PruebaEs el procedimiento para determinar el factor del medidor.

Es una investigación técnica, ejemplo para saber si un producto cumple con elrendimiento especificado.

5.83 Prueba de Medidor Es el procedimiento requerido para determinar la relación entre la cantidadmedida por un medidor en un conjunto de condición y la cantidad indicada paraesas mismas condiciones.


8/20/2019 k-342 2015

21/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 20


5.84 Punto de Medición

Es el sitio o ubicación física en donde se realiza la medición.

5.85 RangoEs la región entre los límites en la cuál una cantidad es medida, recibido otransmitido y expresado mediante valores estipulado de alto y bajo rango.

5.86 Rango lineal del Medidor Es el rango de medición en donde el factor del medidor no se desvía de los límitesespecificados.

5.87 Rangobilidad Es la capacidad de un medidor para operar entre el rango mínimo y máximodentro de una tolerancia aceptable.

5.88 ReferenciaEs el valor aceptado que sirve como acuerdo o referencia de comparación, y elcuál se deriva como:

– Valor teórico o establecido, basado en principios científicos. – Valor asignado o certificado, basado en trabajo experimental de alguna

organización nacional o internacional.

5.89 Registrador Es el receptáculo en el cual va inserto el disco o cartilla de medición. ElRegistrador se abre para retirar el disco. En cada oportunidad debe registrarsela fecha de inserción del disco en el registrador, así como la fecha de retiro deldisco.

5.90 Relación betaEn las placas de orificio, es la relación que existe entre el diámetro del orificio yel diámetro de la tubería conectada a la placa mediante bridas o portaplacas.

5.91 Repetibilidad Es la precisión bajo repetidas condiciones. Habilidad de un medidor y sistema deprueba de repetir cantidad registrada, durante una serie de pruebas consecutivasbajo condiciones constante de operación.

5.92 ResoluciónEs el cambio más pequeño de cantidad medida que es capaz de cambiar laindicación de un instrumento de medición. El intervalo más pequeño que sepuede distinguir entre dos valores adyacentes.


8/20/2019 k-342 2015

22/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 21


5.93 Sensor

Es el elemento o dispositivo que recibe información en forma de una cantidad ylo convierte en una señal que es una función de la cantidad medida o variable.

5.94 Sistema de Medición de Transferencia de Custodia (LACT)Es el arreglo de equipos diseñado para la medición automática de transferenciade custodia de hidrocarburos.

5.95 Suplidor Es el operador que entrega los hidrocarburos a otro ente para su custodia.

5.96 Tablas de Calibración

Son tablas que expresan la relación Nivel– Volumen para cada tanque. Estas sonnecesarias, debido a que los tanques no son cilindros perfectos, por defectos defabricación, por efectos de la presión hidrostática y dilatación térmica. Paraefectuar la calibración de los tanques es necesario regirse por la norma API 2555.

5.97 Tanque Probador Es el recipiente abierto o cerrado de capacidad conocida, diseñado para ladeterminación precisa de volumen de líquido que pasa a través de un medidordurante su prueba.

5.98 Transductor Es un dispositivo que convierte un tipo de señal a otra.

5.99 Tomamuestras AutomáticoEs un dispositivo utilizado para extraer muestras representativas del líquido quefluye por una tubería. Normalmente está compuesto por: acondicionador de flujo,extractor de muestras, controlador de muestreo, dispositivo de medición de flujoy recipiente recolector de muestras. Sistema Automático de Tomamuestras

5.100 Transferencia de CustodiaEs cuando el producto es entregado a un tercero para su manejo y custodia,

manteniéndose la propiedad del producto.

5.101 Trazabilidad Es la capacidad de un resultado medido de ser relacionado con las referenciasestablecidas, normalmente estándares nacionales o internacionales, a través deuna cadena ininterrumpida de comparaciones, todos con incertidumbresestablecidas. La relación de un probador o calibración de un dispositivo demedición, a través de un proceso paso a paso, a un instrumento o grupos deinstrumentos calibrados y certificados por un estándar nacional o internacional.


8/20/2019 k-342 2015

23/81

8/20/2019 k-342 2015

24/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 23


6 REQUERIMIENTOS GENERALES

Tipo de medición

Fiscal Transferenciacustodia Venta

Incertidumbre/precisión Alta Alta Alta

Punto medición Aprobada porMPetroMin

Acordada entre laspartes y aprobadapor MPetroMin

Punto entrega

Tecnología medición Normada Acordada Normada

Certificación MPetroMin Metrología Metrología

Calidad Reporte producción Acordada Valores estándar

Muestra SI Acordada SI

Disponibilidad Alta Alta Alta

Auditoría/inspección Frecuenciaacordada

Frecuenciaacordada

A solicitud

6.1 Se entiende por automatización de la medición para la fiscalización ytransferencia de custodia de los hidrocarburos a la medición de las cantidades ycalidades fiscalizadas de hidrocarburos y la transmisión de los resultados dedicha medición a los centros operativos y a las oficinas del MPetroMin por mediosautomáticos, es decir sin intervención ordinaria de personal. Se incluye en el

alcance de la automatización, el registro histórico de las mediciones y losbalances y demás operaciones adicionales que sean requeridas por elMPetroMin, como parte de la fiscalización de la producción de hidrocarburos.

6.2 Al menos los siguientes estándares, leyes y regulaciones referidas en esta normatécnica rigen el requerimiento de diseño, fabricación, instalación, calibración, yoperación y mantenimiento para los sistemas de medición:

– AGA, para lo concerniente a medición de gas – ANSI, para regular los materiales de tubería y equipos. – API, para regular las prácticas de diseño, instalación, calibración, certificación

y operación de instalación de facilidades para el manejo de crudo ehidrocarburos líquidos y gaseosos.

– ASME, para regular las prácticas y estándares para el diseño y manufacturade recipientes de presión.

– ASTM, para regular los materiales y pruebas de materiales. – NACE, para regular los requerimientos de protección contra corrosión. – Código Eléctrico Nacional, para regular el diseño e instalación de sistema

eléctrico y sistema de puesta a tierra.


8/20/2019 k-342 2015

25/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 24


– IEEE, para regular el diseño y seguridad de sistemas eléctrico y electrónico,

incluyendo la puesta a tierra y protección contra inducción electromagnética. – ISA, para regular el diseño, instalación y calibración de instrumentación yequipo de control.

– ISO, para regular la calidad de servicios, ingeniería, manufactura, instalación,Operación y actividades de mantenimiento. También regula el diseño einstalación de medidores de flujo tipo presión diferencial.

– NEMA, para regular la estandarización de diseño y uso de equipo, materialesy accesorios eléctricos.

– NFPA, para regular los sistemas y prácticas de protección contra incendio. – OIML, para regular las prácticas de medición y metrológica.

– Manual PDVSA de Diseño de Ingeniería (MID), para regular las prácticas deingeniería y diseño.

– Guías PDVSA de gerencia para proyectos de inversión capital (GGPIC), pararegular las prácticas administrativas de proyectos de inversión capital.

– Manual PDVSA de Ingeniería de riesgos (MIR), para regular la seguridad delas instalaciones de PDVSA.

– Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la explotación,procesamiento, comercialización y medición fiscal de hidrocarburos enVenezuela.

– Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la seguridad personal

y ambiental. – Leyes y regulaciones nacionales/locales que gobiernan la certificación de los

laboratorios de prueba y calibración de equipos. – Recomendaciones del fabricante para la instalación, mantenimiento y

operación de equipos. – Otras condiciones especiales y específicas para cada sistema, debe ser

acordada entre las partes.

6.3 La ubicación de los puntos de medición debe ser acordada entre las partes. Enel caso de los hidrocarburos se debe cumplir con las normas respectivas y estar

aprobada por el MPetroMin.

6.4 Las exportaciones de hidrocarburos serán fiscalizadas en los Terminales deEmbarque, Refinerías y en los Centros de Distribución de Productos.


8/20/2019 k-342 2015

26/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 25


6.5 Los volúmenes de productos derivados del petróleo destinados al Mercado

Interno serán fiscalizados a la salida de las refinerías, así como todos losmovimientos operacionales efectuados en los Centros de Distribución, a objetode garantizar la determinación de los volúmenes de productos derivados sujetoal pago del impuesto contemplado en el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos,en concordancia con lo dispuesto en el artículo 74 de su Reglamento.

6.6 Los sistemas de medición de diluentes para producción de crudos pesados yextrapesados deben estar aprobada por el MPetroMin.

6.7 El valor máximo permisible de incertidumbre total para los sistemas demediciones de hidrocarburos líquidos debe ser acordada entre las partes. El valor

de incertidumbre total especificado para los sistemas de medición no será mayorde uno por ciento (1%) en los Puntos de Fiscalización de la producción,condicionado a la obligación que tienen las operadoras, de instalar sistemasreferenciales de mediciones en líneas en sitios aguas arriba de dichos sitios defiscalización. En lo que respecta a los puntos de medición de transferencia decustodia y ventas, dicho valor no será mayor de veinticinco centésimas por ciento(± 0,25%).

6.8 El valor de incertidumbre total especificado para los sistemas de medición fiscaly de transferencia de custodia de hidrocarburo gaseoso será de acuerdo alpropósito de la medición.

6.9 Para la medición de hidrocarburos gaseoso se establecen los siguientes valoresde incertidumbre:

6.9.1 Clase G1: Medición fiscal, venta y/o transferencia de custodia de gas concontenido de C2+ ó de alto valor económico: más o menos uno por ciento (± 1%)del volumen y energía del gas medido a condiciones estándar.

6.9.2 Clase G2: Medición fiscal, venta y/o transferencia de custodia de gas metano:más o menos dos por ciento (2%) del volumen y energía del gas medido acondiciones estándar.

6.9.3 Clase G3: Medición de gas para utilizarlo como combustible, levantamiento de

gas, gas de inyección, remoción de oxigeno: más o menos a tres por ciento (± 3%)del volumen del gas medido a condiciones estándar.

6.9.4 Clase G4: Medición de gas a venteo: más o menos cinco por ciento (± 5%) delvolumen del gas medido a condiciones estándar.

6.10 La medición de los volúmenes de gas, estará orientada a la cuantificación de losvolúmenes acumulados durante un cierto período, referidos a las CondicionesEstándar de Referencia (CER) y ajustados al Valor Calorífico de Referencia (1000BTU).


8/20/2019 k-342 2015

27/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 26


6.11 Las condiciones que deberá cumplir los sistemas de medición de hidrocarburos

gaseosos serán las siguientes:6.11.1 Para medidores primarios de tipo de diferencial de presión, las corrientes a medir

serán monofásicas, específicamente gaseosas. Sólo será tolerable hasta un unopor ciento (1%) de volumen en otra fase. En el caso de que sea mayor al uno porciento (1%), se deberá aplicar otra tecnología de medición, la cual deberá sersometida a aprobación por parte del MPetroMin.

6.11.2 Se deben incluir los medidores de variables que serán usadas con fines decompensación, tales como densitómetros o medidores de temperatura y presiónestática, estos últimos en caso de inferir la densidad en base a las condicionesde operación.

6.12 Todos los instrumentos del sistema de medición deben tener certificado decalibración expedido por una entidad acreditada y reconocida por PDVSA yMPetroMin. Igualmente, el sistema debe ser certificado en sitio una vezcompletada su instalación. Este certificado debe estar soportado por losrespectivos protocolos y cálculos.

6.13 La frecuencia de auditoría e inspección se debe acordar entre las partes.

6.14 Las condiciones estándar para hidrocarburos líquidos y gaseosos deben ser15,6°C (60°F) y 1 atmósfera (1,01325 Bar o 14,7 psig). Para cualquier otro

producto, las condiciones se acordarán entre las partes.

6.15 La tecnología a usar debe ser adecuada para las características del proceso ycumplir con los resultados del estudio costo–riesgo–beneficio y regulacioneslegales relacionadas, con el fin de satisfacer los niveles requeridos deincertidumbre y calidad de las mediciones, con preferencia a productos dedesarrollo nacional:

6.15.1 Medición de nivel. Se usarán tecnología radar con precisión de más o menos unmilímetro ( 1,0 mm), los cuales deberán tener instalado un sello metrológico.

6.15.2 Medición de temperatura en tanque. Se utilizarán medidores de temperaturamúltiples RTD’s denominados MRT, o múltiples termocuplas con compensacióncon RTD denominados MTT, o cualquier otra tecnología que permita la mediciónde la temperatura promedio del contenido de un tanque, de bajo mantenimientoy con precisión de más o menos tres (3) décimas por ciento de grado centígrado( 0,3°C.).

6.15.3 Medición interfaz de agua libre. Se utilizarán medidores con tecnología de bajomantenimiento y no afectada por incrustaciones y acumulaciones sobre el sensor,con precisión de más o menos dos milímetros ( 2,0 mm).


8/20/2019 k-342 2015

28/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 27


6.15.4 Sistema de cálculo de volumen en tanques deberá cumplir con lo siguiente:

Debe ser dedicado para la función e independiente del sistema de control dela planta. Matemática de Punto Flotante. Consola para mantenimiento. Despliegue gráfico de la cantidad acumulada y de la hora de inicio de la

integración, o de la duración de la acumulación. Comunicación directa y digital con la electrónica del editor, a fin de aprovechar

la máxima resolución y precisión del medidor. Alimentación eléctrica de calidad y con respaldo a fin de asegurar un suministro

contínuo.

Inmunidad contra las interferencias electromagnéticas. Capacidad instalada para comunicación con sistemas de control.

6.15.5 Medición de flujo de líquidos. Se utilizarán equipos con precisión de más o menosveinticinco centésimas por ciento ( 0,25 %) y de rendimiento comprobado enlas aplicaciones específicas de la industria.

6.15.6 Medición de temperatura en línea. Se utilizarán RTD’s con precisión de más omenos una décima por ciento de grado centígrado ( 0,1.).

6.15.7 Medición de presión en línea. Se utilizarán medidores de presión tipo diafragmacon una precisión de más o menos dos centésimas por ciento ( 0,02).

6.15.8 Medición corte de agua. Se utilizarán medidores de última tecnología conprecisión de más o menos dos décimas por ciento ( 0,2 %).

6.15.9 Medición de densidad. Se utilizará principio de medición por vibración de últimatecnología con precisión de más o menos una décima por ciento ( 0,1 %).

6.15.10 Tomamuestras automáticos. Se utilizarán método de muestreo en línea o en lazode muestra, de acuerdo a las recomendaciones del manual de medición depetróleo de la API, con una repetibilidad de frecuencia de la toma de la muestrade más o menos cinco décimas por ciento ( 0,5 %.)

6.15.11 Para la medición de gas con placa de orificio se cumplirán las limitacionesindicadas en la última versión de la norma ISO 5167–1, especialmente:

1. Incertidumbre en la medición del diámetro interno de la tubería: más omenos cero coma cuatro por ciento ( 0,4%)

2. Incertidumbre en la medición del diámetro del orificio, promediado según seespecifica en la norma: menor que más o menos cero coma cero siete porciento ( 0,07%).

3. Los tramos rectos antes y después del elemento de medición, serán losmáximos mostrados en la tablas respectivas de la norma ISO 5167–1(valores sin paréntesis) o de la norma AGA reporte 3 en su última revisión.


8/20/2019 k-342 2015

29/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 28


4. La conexión del proceso para la medición de temperatura y/o presión se

debe realizar aguas debajo de la placa de orificio, después y lo más cercaposible del meter run, tal como se especifica en las normas ISO 5167 o AGAreporte 3, (Ver Figura 1).

Fig 1. CARRERA DE MEDICIÓN Y UBICACIÓN DE MEDIDORES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

FT PT

TE

meter run meter run

5. Toda placa de orificio que no se ajuste a las normas AGA o ISO deberán serremplazadas.

6. La relación del diámetro del orificio entre el diámetro interno de la tubería(relación Beta), será mayor o igual a cero como tres (0,3) y menor o iguala cero coma sesenta y siete (0,67).

7. El equipo de cálculo deberá calcular el caudal completamentecompensados en presión y temperatura.

8. El uso de otras tecnologías para medición primaria de flujo de gas natural,distinto al de placa orificio, toberas, venturi, coriolis, turbina, ultrasonido oTipo cono, deberán estar en estricta concordancia con estas normas y lasnormas internacionales AGA reporte 3 o la norma ISO 5167. Se debesometer a la aprobación de PDVSA y MPetroMin el uso de dicha tecnología.

9. Para realizar los cálculos de volúmenes de hidrocarburos gaseosos esnecesario tener en la fase de configuración de los equipos, el análisis físico

– químico del gas, con el fin de disponer de los valores de densidad ycompresibilidad del gas. Posteriormente los valores de densidad ycompresibilidad del gas deberán ser actualizados cuando las condiciones

lo requieran.6.15.12 En medición de hidrocarburos gaseosos, La medición de composición en línea

será requerida cuando se presenten las condiciones siguientes:

1. Cuando el monto asociado a la venta o la regalía se calcula en función dela composición del gas, además del volumen transferido.

2. Cuando las variaciones de la composición bajo condiciones normales delproceso ocasionan variaciones de la propiedad usada para los cálculoscontables en más o menos uno por ciento (± 1%).


8/20/2019 k-342 2015

30/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 29


3. Cuando se requiere el cálculo de varias propiedades.

6.15.13 Cuando se usa analizador de composición, se deberán prever en la instalaciónde los medidores, puntos dedicados a la extracción de muestras, debidamenteacondicionados de acuerdo con lo indicado en esta Norma Técnica.

6.15.14 En el caso de que la magnitud de interés sea el caudal, pero las variaciones decomposición del gas generen variaciones de densidad superior a más o menosuno por ciento (±1%), se podrá usar un analizador de composición en línea o undensitómetro.

6.15.15 El analizador de composición deberá instalarse en la línea troncal principal detransporte del gas, preferiblemente a la salida de la planta de procesamiento o dela última planta o etapa de compresión del sistema de transporte de gas. Si elsistema de transporte posee múltiples fuentes de gases con diferentes líneastroncales, el punto de análisis de la composición y densidad del gas se debeefectuar aguas abajo de la conexión de la última línea troncal, para el caso de queno existan ramales de distribución entre la conexión de un troncal y otro, de locontrario se deberá instalar un punto de análisis de composición y densidad delgas en cada nodo común de bifurcación de ramales de transporte ubicado entrelas conexiones de las líneas de transporte.

6.15.16 Los resultados de los análisis, de ser requeridos para los cálculos de volumen,deberán ser procesados y alimentados en forma automática a los equiposelectrónicos de medición y cálculo de volumen de gas.

6.15.17 Cuando se requiera una propiedad específica del gas, además del volumen, sepodrá incluir en las mediciones un analizador de la propiedad que se requiere,tales como:

1. Poder calorífico.

2. Humedad.

3. Acido sulfhídrico (Sulfuro de Hidrógeno, H2S).

4. Anhídrido Carbónico (CO2).

Estos analizadores serán necesarios cuando la propiedad requerida varíe en más

o menos uno por ciento (±1%).6.15.18 Computadora de Flujo. Se emplearán equipos de última tecnología, con las

siguientes características:

Debe cumplir con norma API MPMS Capítulo 21.1. Debe ser dedicado para la función e independiente del sistema de control de

la planta. Apropiado para el ambiente en donde será instalado y de acuerdo a la

clasificación eléctrica de área.


8/20/2019 k-342 2015

31/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 30


Matemática de Punto Flotante.

Frecuencia de muestreo debe ser igual o menor a un (1) segundo. Algoritmo de integración con error menor a T x Q

2, donde T es el período de

muestreo y Q el caudal instantáneo medido. Capacidad de reposición solo mediante uso del password. Despliegue gráfico de la cantidad acumulada y de la hora de inicio de la

integración, o de la duración de la acumulación. Comunicación directa y digital con la electrónica del editor, a fin de aprovechar

la máxima resolución y precisión del medidor. Alimentación eléctrica de calidad y con respaldo a fin de asegurar un suministro

continuo. Inmunidad contra interferencias electromagnéticas. Capacidad instalada para comunicación con sistemas de control.

6.16 La calibración de los instrumentos se debe realizar con los siguientes métodos:

Medidores de flujo: probador de volumen. Medidor de presión: peso muerto o calibrador portátil certificado. Medidor de temperatura: baño térmico o calibrador portátil certificado. Medidor de corte de agua: análisis de muestras en laboratorio utilizando el

método de destilación o el Karl Fischer (ASTM D–4928).

Medidor de densidad: Mediante uso de Picnómetro. Computador de Flujo: Simulación de señales de acuerdo al tipo de medidor de

flujo. Radar medición de nivel: Se utilizará método recomendado en la norma OIML

R–85 ó mediante aforo usando cinta certificada.

6.17 El sistema de medición, debe al menos, incluir los siguientes componentesfuncionales:

Medición automatizada de cantidad. Medición automatizada y/o manual de calidad.

Cómputo automatizado.6.18 El sistema de medición se debe diseñar para un nivel de disponibilidad acordado

entre las partes, y operar con una alta confiabilidad, seguridad y rendimiento.

6.19 Medición de todo el flujo o volumen

6.19.1 Las conexiones de los medidores o tanques en un sistema de medición deberánser realizadas de forma tal que no sea posible el desvío de flujo por una ruta queno pase a través de los medidores o tanques.


8/20/2019 k-342 2015

32/81

REVISIÓN FECHA




PDVSA K–342

Página 31


6.19.2 En el caso de medición en línea, no se deberá instalar desvío a los medidores,

salvo ciertas excepciones debidamente justificadas. El dimensionamiento delsistema de medición debe ser realizado de tal manera que permita poner fuerade servicio y/o realizar mantenimiento a un medidor, con el resto de los medidoresen servicio, sin necesidad de desviar ninguna cantidad de flujo.

6.19.3 En caso de requerir la instalación de desvío, ésta deberá estar provista de unaválvula de bloqueo con alta integridad de hermeticidad de tipo doble bloque ypurga, provisto d

k-342 2015

Documents