EMERSON Process Management CONO SUR & Brazil

Mediciones fiscales

de

Gas Natural

Oil and Gas Flow Measurement Market

OIL

GAS

LPG

LNG PROCESS

PIPELINE QUALITY

GAS

JETTY UNLOADING TRANSPORT

PIPELINE

REFINING & PETROCHEMICAL PROCESSING BULK STORAGE TERMINAL

MARKETING TERMINAL

CITY GATES

POWER PLANTS

INDUSTRIAL PLANTS

RESIDENTIAL

PRODUCTION PROCESSING

TRANSMISSION DISTRIBUTION

TRANSPORTATION

Transportadora

Generación Termoeléctrica

Residencial

Industrial/ Comercial

Planta De

Procesamiento

Producción Offshore

Producción On-shore

Distribuidora

Mercado de Gas

Medición fiscal de Transferencia de Custodia Cuando un proveedor entrega

un producto a un cliente ocurre una transacción económica.

Para asegurar un intercambio justo de bienes una medición exacta es critica en la operación

El equipamiento de medición es la caja registradora de esta transacción

Cromatógrafo Energía y Composición z=AGA 8 Pcal=API 14.5

Flow Computer Fiscal API 21.1 y 21.2 Cálculo de volumen (AGA 3,7,11) Cálculo de energía (API 14.5) Cálculo de compresibilidad (AGA 8) $$$$$= Volumen Energético

APLICACIÓN DE TRANSFERENCIA CUSTODIADA DE GAS

Click Here

AGA 11

AGA 9

AGA 3

AGA 7

P,T

[ ][ ]

3

33

Base3

mKCal@9300

mKCal9300

mKCalPCalmV

mV3

=

Estandards de la Industria del Gas American Gas Association

AGA 3 - Placas Orificio

AGA 7 - Turbina Axial

AGA 5 - Cálculos Energéticos

AGA 8 - Cálculos de Supercompresibilidad

AGA 9 - Ultrasónico

AGA 10 - VOS (Calculada vs. Medida) -

AGA 11 - Medidores Coriolis ( Sep 2003 )

API 14.3 / ISO 5167 (Placa Orificio)

Tipos de Medidores de Gas

Armadura con Placa de Orificio AGA Reporte Nro. 3 / API MPM Capítulo 14.3 / ISO 5167

Medidor de Turbina AGA Reporte Nro. 7

Medidor Ultrasónico AGA Reporte Nro. 9

Medidor Coriolis AGA Reporte Nro. 11

Mediciones Fiscales

Pozos USP

Compresión

Producción NGL

Endulzamiento/Aminas/Glycol/

Dew Point

Compresión

Transmisión

60 BAR

Hidrocarbonos

El Carbono tiene valencia 4 (puede ganar 4 electrones ,el Hidrogeno tiene Valencia 1 con lo cual puede ganar un electron así se forma el Metano

Moléculas Gas Natural Cromatografía

Component Range (mole%) Methane 65 to 100 Ethane 0 to 20 Propane 0 to 10 N-Butane 0 to 5 Iso-Butane 0 to 5 N-Pentane 0 to 1 Iso-Pentane 0 to 1 Neo-Pentane 0 to 1 Hexane+ 0 to 0.7 Nitrogen 0 to 20 Carbon Dioxide 0 to 20

Moléculas Gas Natural Livianos

Metano (CH4) 89-99%

Etano (C2H6) < 3%

Dióxido de Carbono (CO2)<2%

Nitrogeno(N2)<2%

Moléculas Gas Natural Medianos

Propane (C3) menor 2%

Butanos (C4/iC4) menor .5%

Pentanos (C5/iC5/nC5) menor .5%

Gas@25°C

Liq@25°C

Moléculas Gas Natural Pesados y Superios (C6+)

Hexanos (C6 e isómeros)

Heptanos (C7 e isómeros)

Octanos (C8 e isómeros)

Nonanos (C9+ e isómeros)

Total C6+<.1% o dew-point

Moléculas Gas Natural Otros

O2 ppm Oxygen

H2O < 0.1 % Agua

SO2 & H2S<100-2ppm Sulfhydric

CO ppm

Gases Nobles Ar,He,Ne;Xe ppm

CH3SH ppm Methil Mercaptano odorización

La cromatografía actual se basa en la separación de componentes livianos de pesados por la diferencia

en el tiempo de tránsito de cada uno de ellos.

Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa

Los componentes livianos tendrán el menor tiempo de tránsito

Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa

Los componentes medianos tendrán un tiempo de tránsito intermedio

Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa

Los componentes pesados poseen el mayor tiempo de tránsito

Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa

Cromatógrafo Básico

Detector Columna

Muestra

He

Amplificación

A/D CPU

Cromatógrafo básico

Registrador

80 +- 5ºC

Cromatógrafo Daniel

Combustión Gas Natural

CH4 + 2 O2 -> CO2 + 2 H2O + 891 kJ

+ + + ->

Gas Natural + Aire(Oxigeno) = Dioxido de Carbono + Agua + Energia

El poder calorífico permite determinar el volúmen enrgético a 9300 Kcal/m3.

[ ][ ]

3

33

STD3

mKCal@9300

mKCal9300

mKCalPCalmV

mV3

=

Gas Natural; perdidas por incertidumbre

[ ][ ]

3

33

3

mKCal9300

mKCal50m8.000.000

m43.010

=

Un error de 50 Kcal que representa un error de 0.5% en 9000KCal/m3 produce un error en caudal de 43.000m3 en 8000Km3

A 1.4 u$s/1MMBTU ,43010m3 representa u$s/day 2400!

AnalizadorcGPAPCal

lenslDens

i

i

⇒⇒

=

=

∑

∑

=

=

%2145

ReD%cRe

PCal%cm

KCalPCal

n

1iii

n

1iii3

API 14.5 GPA 2172, Cálculo de energía y cálculo de densidad

Instalación Típica

Ley de los Gases

PV=nRT Ecuación “ideal”

PV=ZnRT Ecuación “Real” P=presión

V=Volumen

T=Temeperatura

Z=compresibilidad

R=cte

N=mole number

Ley De Charles Ley de Boyle

=

Flow

Base

Flow

Base

Base

FlowFlowBase Z

ZTT

PPVV

Corrección por Presión y Temperatura a condiciones base

País Tbase Pbase

Argentina 15 ºC 101,325 kPa

15 ºC 101,325 kPa

0 ºC 101,325 kPa

60 ºF14,696 psi

(abs)

60 ºF14,73 psi

(abs)

Condiciones de referencia

Europa

E.E.U.U

•Metano=80 a 99%

•Nitrógeno=0.1 a 5%

•Dióxido de Carbono=0.1 a 5%

•Etano=0.1 a 10%

•Propano=0.1 a 5%

•Butanos=0.01 a 2%

•Pentanos=0.01 a 1%

•Hexanos y superiores=0.001 1%

•Otros,H2,H2S,CO,O2,He, Ar.

Composición típica de Gas Natural

Factor Z, AGA 8, Método Grueso 0<P<1200PSIA,32<T<130ºF

Metodo Gross I:

•Gr

•HV

•%CO2

Metodo Gross II:

•Gr

•%CO2

•%N2

•C1=45 a 100%

•N2=0 a 50%

•CO2=0 a 30%

•C2=0 a 30%

•C3=0 a 4%

•C4=0 a 1%

•C5=0 a 3%

•C6+=0 to Dew Point

•Water Vapor,H2,H2S,CO,O2,He, Ar.

•Poder calorífico y densidad

Factor Z, AGA 8, Método detallado 0<P<40000PSIG,-200<T<760ºF

Características de un Medidor de

Armadura con Placa de Orificio

Incertidumbre: +/- 1,00 % (0.86 %)

Rango de Caudales: 3 a 1 o 8 a 1 stacked transmitter

Bernoulli Equations

2

2211

211212

4

2)_(0

DA

AVAVQgVV

gPPelevaciónDiferenciahh

π

ρ

=

==

−+

−+−=

PKQ

ACVQ

∆=

= 22

Para cañeria circular

Simplificando

La energia se mantiene constante a lo largo de la cañería.

C=Coeficiente de descarga

Bernoulli Algunas aplicaciones

C=0.98

C=0.98

C=0.96

C=0.6

PKCQ

ACVQ

∆=

= 22

Volumetric Flow Rate

[ ]

absolutoceroCFCF

FFTT

ZGrT

PPKQ

PKCQ

TPV

M

_5.27367.459328.1

67.459

'

'

,

=°−=°−+°=°

°+°=

∆=

∆=

Norma AGA 3

Norma AGA 3 Introducción preliminar

Se define la relación betha como:

65,035.0; <<= ββ

PDOD

µρ

=.D.vRe

Se define como número de Reynolds a:

Haga click aquí

R>3000

R<2300

Norma AGA 3 Introducción preliminar

•C=depende de β, de Reynolds y de la distancia entre tomas de presión, y diametro de cañería; tiende a 0.6 pero depende de la configuración. -

•K=depende de la presión, Area de orificio y beta.-

•Corner taps se usa en Europa

•Flange Taps es el mas usado en America

ZTGr

PPCKQ

PKCQ

V

M

∆=

∆=

'

Norma AGA 3 Cálculo de Volúmen

FlowFlowrel

wFlows2BaseBase1BaseBase TZG

hPZdCNYEQ =

T P,DP

Expresados a 1 Atm y15ºC

3

Cº15,ATM1

3

Base hm

hmQ ==

.coeff_eargdisch_plate_OrificeCansionexp_GasYconvert_unitsN

factor_aproach_VelE

base

1

Base

Base

==

==

29D 5D

Dimensiones recomendadas

Principio de funcionamiento del Portaplaca

Orifice Plate Dimensions

Ejemplo de Armadura Senior

Acondicionador de flujo

AGA 3 - 2000 solo acepta 19 tubos concéntricos de igual tamaño

AGA 3 - 2000 no acepta Diseño con bandas laterales de terminación 19 tubos de diseño exagonal

7 tubos concéntricos

MAX .46 BETA

Universal Meter Tube with Vane

AGA 1992

AGA 2000

Acondicionador de flujo - Profiler ®

MAX .67 BETA

Universal Meter Tube with Profiler Flow conditioner

Profiler Flow conditioner Installation

ncalibració_datoKm

pulsosK

Hrsec3600

SecpulsosFreq

Q

Factor

3factor

in

Flow

=

=

Norma AGA 7 En turbinas

10D 3D

P,T Qflow

Características de un Medidor

de Turbina

Linealidad: +/- 1,00 % (+/- 0,5 %)

Repetibilidad: +/- 0,1 %

Rango de Caudales: 20 a 1

Trineo de medición con Turbinas

Norma AGA 9 En ultrasónicos

Frecuencia_o_Digital_DatoQFlow =

20D o 5+FP+10D 5D

P,T

Qflow

Características de un Medidor

Ultrasónico

Linealidad: +/- 0,50 % con Dry Calibration

Linealidad: +/- 0,10 % con Flow Calibration

Rango de Caudales: 100 a 1

Principio de Funcionamiento

Ultrasónico Multipath de Gas

Medidor Ultrasónico

)L/x(vcLt

)L/x(vcLt

+=

−=

2

1

L Flow

X

D

Transducer 2

Transducer 1 v = L 2x

(t 1 -t 2 ) t 1 t 2

c = L 2

(t 1 +t 2 ) t 1 t 2

v=velocidad de flujo c=velocidad del sonido

t 1 =tiempo de tránsito upstream t 2 = tiempo de transito downstream

2

Q = vA

Custody Metering – Your Cash Register

FILTER

FILTER

Actual Volumetric

Flow

Gas Composition

Standard Volumetric

Flow

Energy Flow $$!

Compressibility (AGA8)

Energy (GPA 2172 or

ISO6976)

5D 5D 10D

Custody Metering – Your Cash Register

FILTER

FILTER

%Ci C1,C2;..C9+

$$!

Z (AGA8)

5D 5D 10D

∑=

=n

1iiiPCal%cPCal

9300PCalVV B

mKCal@9300 3

=

F

B

F

B

B

FF Z

ZTT

PPV

factor

in

KPulse

=FV

Instalación Ultrasónico según AGA 9

10-Inch Custody SeniorSonic

Norma AGA 7 En turbinas y ultrasónicos

=

Flow

Base

Flow

Base

Base

FlowFlowBase Z

ZTT

PPQQ

2PV

PV

Flow

Base

Fs

factor_bilityercompresisup;sF

factor_litycompresibi;ZZS

=

=

=

Resúmen de especificación de performance

Flow Rate (qi)

-1.6-1.4-1.2-1.0-0.8-0.6-0.4-0.2-0.00.20.40.60.81.01.21.41.6

Per

cent

Err

or

qmin qmaxqt

Repeatability ±0.2% (qi ≥ qt)

Large meter error limit +0.7%

Large meter error limit -0.7%

Small meter error limit +1.0%

Small meter error limit -1.0%

Expanded error limit +1.4% (qi < qt)

Expanded error limit -1.4% (qi < qt)

Repeatability ±0.4% (qi < qt)

Zero flow reading <0.04 ft/sec (for each path)

Maximum peak-to-peak error 0.7% (qi ≥ qt)

qt ≤ 0.1qmax

Figure 1 from AGA 9

Comparación AGA 9 vs ISO 17089

Medidor Coriolis para Gas - AGA 11

Medidor Coriolis para Gas - AGA 11

Medidor Coriolis para Gas - Ejemplo

Norma AGA 11 En coriolis

base@aire_densidad)air(base@lativaRe_DensidadGr

.GrQQ

Base

Base

MásicoBase

=ρ=

ρ=

No Pressure & Temperature correction needed to compute Mass

Cálculo de Energía

[ ][ ]

[ ] [ ]

[ ][ ]

3

3

mKCal@9300

3

3

mKCal@9300

3

33

Base3

mKCal@9300

mKCal9300

kgKCalPCalkgM

mV

mKCal9300

KCalEmV

mKCal9300

mKCalPCalmV

mV

3

3

3

=

==

=

=

El volúmen expresado de esta manera implica que cada m3 de gas produce 9300 KCAL

Válido solo coriolis

Flow Computer En custody Transfer Requisitos: •API 21.1 y 21.2

•Normas AGA ISO API.

•840 horas de registros históricos de Datos y calidad.

•35 días de almacenamiento histórico de datos y calidad.

•240 Eventos y alarmas

•Password y niveles de acceso.

•Remote communications.

•Totales (diarios y horarios no reseteables)

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Gas Chain

Sweetening Glycol Liquid Recovery

Fractionation NGL Acid Gas

H2S

Flare Injection

Raw Gas Sweet Gas

Dehydratation

H2O Liquid Products C2 C3 C4

C5+

Dew Point

Gas To

Sale

Amina

C6+

Liquid Products

Mix of C2+ and C3+

CO2

Gas Natural

Waste=C5+

LPG C3=60% C4=40%

Planta de NGL

Otras aplicaciones de nuestros productos, en planta de NGL

Gas Seco CH4 =98%

Producto Intermedio C2H6 =25% C3H8=25% C4H10=35% C5+=15%

Centrales Termoeléctricas

Power Plant

Eficiencia=0.6 1KCal/h=1.163Watts

MWattsEnergía

xh

KCalxKCal

hWattsEnergía

axEficienciEnergíaEnergíah

KCalh

mm

KCal

hmQEnergía

OUTPUT

OUTPUT

INPUTOUTPUT

mKcalINPUT

600

6.0000.250.860.163.1

000.250.860500.92300.9

000.95

3

3

3

9300 3

=

=

=

==

==

Wobbe

Perdida monetaria por error de medición en planta de 600MW

!6.4

12,621.645.2*005.0

%5,0

2.524*cos

105180.32*Pr

130Pr

3506MMPower

10453354893930095000Power 3

3

3

3

MillonesusdYear

MMusdYearLoss

díausd

díaMMusd

díausdDailyLoss

errordía

MMusdCosttDaily

husdPowerice

husdCost

MMBTUusdice

hBTU

ftBTU

hft

mKCal

hm

hKCal

Gas

Gas

=

==

=

==

==

=

=

==