Este documento presenta información sobre la medición de flujo de aceite, incluyendo normas internacionales, tipos de medidores como turbina, desplazamiento y ultrasónico, y métodos para determinar la calidad del aceite y calcular volúmenes. Se discuten conceptos como exactitud, incertidumbre, selección y calibración de medidores, y muestreo. El documento provee una guía completa sobre la medición de aceite de acuerdo a estándares internacionales.

1. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Medición de Flujo de Aceite
Ing. José González Valero
Consultor

2. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
1. Normatividad Internacional para la medición de producción de aceite.
2. Estándares Internacionales para la medición de aceite.
3. Normatividad Internacional para la medición de aceite.
4. Exactitud, incertidumbre y tipos de medición de aceite.
5. Selección del tipo de medidor.
6. Medición de flujo de aceite.
7. Medidores tipo Turbina.
8. Medidores tipo Desplazamiento.
9. Medidores tipo Ultrasónico.
10.Medidores tipo Coriolis.
11.Determinación de la calidad del aceite.
12.Cálculos del volumen de aceite diario.
13.Distribución pro-rateo de la producción.
14.Evaluación de sistemas de medición y diferencias.
Índice.

3. Foro de Lineamientos de Medición
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• American Petroleum Institute, API, U.S.A.
• International Standard Organization, ISO, Europa.
• Organización Internacional de Metrología Legal, OIML, Francia.
• Energy Institute, U.K.
Estándares Internacionales para la medición de aceite.

4. Foro de Lineamientos de Medición
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Regulaciones Internacionales
para la Medición de Aceite
Documentos – Guías internacionales para la medición de Aceite y Gas,
desde el pozo hasta los puntos de venta
• Guidance Notes for Petroleum Measurement, Department of Trade and
Industry, U.K.
• Measurement Requirements for Upstream Oil and Gas Operations,
Energy Utilities Board, Alberta, Canada
• Onshore Oil and Gas Leases, Order 4 and 5, Bureau of Land
Management, U.S.A.

5. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Normatividad Internacional
para la Medición de Aceite
Regulaciones Internacionales para Médición de Hidrocarburos
• Estados Unidos de Norteamérica: Bureau of Land Management.
• Inglaterra: Department of Business Enterprise & Regulatory Reform.
• Noruega: Norwegian Petroleum Directorate.
• Canada: Energy Utilities Board.
• Venezuela: Ministerio de Energía y Minas.
• Colombia: Ministerio de Minas y Energía.
Regulaciones de Medición en México
• Lineamiento técnicos de medición de hidrocarburos, CNH
• Normas y Directivas de gas natural, CRE
Ministerio de Minas y Energía
República de Colombia

6. Foro de Lineamientos de Medición
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Guías de Medición, DTI, U.K.,
Incertidumbre en la Medición
Tipo de Medición
Aceite Gas
Transferencia de Custodia 0.25 1
Transferencia de Custodia (no fiscal) 0.25 - 1.0 n/a
Asignación-Distribución 0.5 - 5 2 - 5
Prueba de Pozos
Medición Multifásica
Incertidumbre típica en la Medición %
10
10 - 20
Fuente:

7. Foro de Lineamientos de Medición
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OIML Tipos de Sistemas de
Medición y Exactitud por Clase
CLASE
0.3
0.5 Todos los Sistemas de Medición que se indican:
1
Sistemas de Medición
* empleados en líquidos con alta viscosidad
* en los que el máximo flujo es menor de 20 l/h
o 20 Kg/h
1.5
Sistemas de Medición para carga de barcos
Bombas para carga de gasolina para automóviles
Sistemas de Medición para gases licuados bajo presión medios a una
temperatura igual o mayor a -10 C
Bombas para carga de LPG para automóviles
Sistemas de Medición para bióxido de carbono licuado
Sistemas de Medición para gases licuados (no LPG) bajo presión medidos a
una temperatura menor a -10 C
TIPO DE SISTEMA DE MEDICIÓN
Sistemas de Medición en Ductos
Medición en carros-tanque para líquidos de baja viscosidad
Bombas para carga de gasolina para automóviles
Sistemas de Medición para la descarga de buque-tanques, carros-tanque en
tierra o ferrocarril
Sistemas de Medición para leche, cerveza, y otros líquidos espumantes.
Fuente: R-117

8. Foro de Lineamientos de Medición
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Medición de Flujo de Aceite
Los equipos empleados a nivel internacional para medición de aceite son:
 Turbina, el más comúnmente usado, normalmente se encuentran instalados con un
probador en sitio o un medidor maestro tipo turbina. API MPMS 5.3.
 Ultrasónicos, actualmente aceptados internacionalmente para transferencia de custodia.
API MPMS 5.8.
 Coriolis, nueva tecnología que se está empleando, como medidor o medidor maestro.
Particularmente especificados para medir condensado y LPG. API MPMS 5.6.
 Desplazamiento, especificado principalmente para fluidos con alta viscosidad. API MPMS
5.2.
 Vortex, API acaba de publicar un estándar Draft para
el empleo de estos medidores en transferencia de
custodia, enero 2007.
Fuente:

9. Foro de Lineamientos de Medición
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Selección del Tipo de Medidor
Diagrama para selección de medidores basándose en la viscosidad y el flujo
Tomada del API MPMS Capítulo 5.1

10. Foro de Lineamientos de Medición
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Selección del Tipo de Medidor

11. Foro de Lineamientos de Medición
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Selección del Tipo de Medidor

12. Foro de Lineamientos de Medición
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Medidor Tipo Turbina
API MPMS 5.3 Medidores Tipo Turbina. Exactitud ±0.25
Los medidores tipo turbina son usados mas ampliamente en
fluidos con baja y mediana viscosidad, mientras que los medidores
de desplazamiento positivo son mas ampliamente usados en
fluidos con alta viscosidad.
El desempeño de una turbina es afectado por el flujo turbulento y
perfiles no uniformes de la velocidad del fluido, los cuales son
introducidos por las secciones de tubería corriente arriba y
corriente abajo del medidor.
La turbina cuenta con un factor K que define la cantidad de pulsos
por unidad de volumen que genera.
Las variables que tienen mayor efecto sobre el factor de medidor
MF son el flujo, la viscosidad, temperatura, depósitos o material
extraño.

13. Foro de Lineamientos de Medición
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Medidor Tipo Desplazamiento
API MPMS 5.2 Medidores Tipo Desplazamiento.
Existen varios tipos de medidores de desplazamiento positivo. Los
mas usados son los de paletas giratorias y tipo bi-rotor.
El Factor de Medidor se obtiene durante la calibración del medidor
con un probador tubular.
Las variables que más afectan el factor del medidor son el flujo, la
viscosidad y la temperatura.
Los medidores de desplazamiento son exactos, capaces de medir
fluidos viscosos, pueden registrar flujos muy pequeños y pueden
operar sin necesidad de energía eléctrica.

14. Foro de Lineamientos de Medición
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API MPMS 5.8 Medidores Tipo Ultrasónico.
Los medidores tipo ultrasónico tienen una relación de rango alta, se
construyen en diámetros grandes, tienen bajo costo de
mantenimiento, se emplean con fluidos de baja y mediana viscosidad.
El desempeño de un medidor ultrasónico es afectado por el flujo
turbulento, partículas en el fluido, contenido de agua mayor al 20%.
El factor del medidor se obtiene mediante la calibración con un
probador tubular, se aplica en el computador de flujo.
La electrónica del equipo incluye una microcomputadora,
componentes de procesamiento de señal y circuitos de excitación
ultrasónica. Tienen herramientas para auto-diagnóstico de las
condiciones de operación del medidor.
Procesador de
controldel
medidor
ultrasónico
Medidor
ultrasónico
Computador
de flujo
Medidor Tipo Ultrasónico

15. Foro de Lineamientos de Medición
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API MPMS 5.6 Medidores Tipo Coriolis.
Los medidores tipo Coriolis tienen una relación de rango alta, se
construyen en diámetros hasta de 10”D.N., tienen bajo costo de
mantenimiento, no tiene limitaciones por viscosidad, auto-diagnóstico.
El desempeño de un medidor Coriolis es afectado por vibración,
contenido de gas y partículas sólidas en el fluido, requiere cuidados
en el montaje y en la orientación.
El factor del medidor se obtiene mediante la calibración con un
probador tubular, se aplica en el computador de flujo.
Estos equipos tienen la capacidad de medir la densidad del fluido,
miden masa directamente, pueden estimar el contenido de agua
(Altus-Noc).
Medidor Tipo Coriolis
Procesador-
Computador
Medidor Coriolis
Computador
de flujo

16. Foro de Lineamientos de Medición
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Calibración de Medidores de Flujo
Calibración de Medidores de Flujo de Aceite API MPMS 4.8:
Verificar en los certificados de calibración del medidor, API MPMS 4.8, noviembre 1995,
reafirmada 2007:
Calibración y certificación de medidores.
Repetibilidad, 4 corridas con una diferencia menor al
0.00027% en el porcentaje promedio del factor.
Rango de operación y rango calibrado.
Exportación de crudo, K nominal, rango lineal, diferencias.
Frecuencias y factores K de la curva dinámica calibrada.
Fechas de calibración del medidor, fechas y programa de
re calibración.
Control de Factores.
Certificación de probadores.
Válvulas de doble sello y sangrado.

17. Foro de Lineamientos de Medición
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Calibración de Medidores de Flujo
DPI
PI
TI
DPI
PI
TI
Probador

18. Foro de Lineamientos de Medición
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Muestreo de Aceite
• API MPMS 8.1 Muestreo manual.
• API MPMS 8.2 Muestreo automático.
• Localización horaria del punto de muestreo: 3 o 9 hrs.
• Localización después de un elemento de tubería: 3-10 D.
• Velocidad del fluido, de acuerdo a la tabla anexa.
Velocidad mínima en la tubería (pies/s), calidad Internacional para ventas, máximo 1% Agua

19. Foro de Lineamientos de Medición
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Muestreo de Aceite
Requerimientos de Mezclado
• API MPMS 8.1 1995 reafirmada 2000
• API MPMS 8.2 1995 reafirmada 2000
• ISO 3171 1988
• IP 6.2 1987
0 1 2 3 4 5 6
miles
Gasto (M3/Hr)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
C1/C2RElaciondePerfil
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tamañodegota(mm)
Straight
Pipe
Droplet
Size
For adequate Sampling C1/C2 >0.9
Pipe size 19.25 ins, Density 811 Kg/m3, Viscosity 2.0 cSt.
Petroleo Crudo
Relacion de perfil vs Gasto C1/C2 por ISO 3171 Anexo A
Cuandoelgasto baja,
los tamanos de las
gotas crecen y existe un
mezclado pobre
(estratificacion)

20. Foro de Lineamientos de Medición
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Determinación de la Calidad del Aceite
Los estándares empleados para la determinación de la densidad del aceite son los siguientes:
 ASTM D 1298 Determinación de densidad a 60°F con hidrómetro.
 ASTM D 287 Determinación de densidad API a 60°F con hidrómetro.
Los estándares empleados para la determinación de la viscosidad del aceite son:
 ASTM D 88 Determinación de viscosidad del crudo con viscosímetro Saybolt.
Los estándares empleados para la determinación del contenido de agua en el aceite son:
 ASTM D 4007 Determinación de agua y sedimentos por centrifugación
 ASTM D 4006 Determinación de contenido de agua por destilación.
 ASTM D 4928 Determinación de contenido de agua por método coulométrico.
Los estándares empleados para determinar el contenido de sal en el aceite son:
 ASTM D 3230 Determinación del contenido de sal con salinómetro.
Los estándares empleados para determinar los sedimentos por extracción son:
 ASTM D 473 Determinación de sedimentos por extracción.
Adicionalmente se determina el contenido de metales, carbón, azufre,
PVR presión de vapor Reid, temperatura de escurrimiento, entre otros.

21. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Analizadores de Corte de Agua
Fabricantes: Phase Dynamics, Roxar, Agar, Invalco, Fluenta, Eesiflo, Schlumberger, Red Eye,
Kam Control.
La Sociedad Noruega para la Medición de Aceite y Gas, NFOGM, recomienda, en su Manual
para Medición de la Fracción de Agua, métodos para instalación de analizadores de corte de
agua, métodos de muestreo, métodos analíticos, velocidad y geometría requerida para
medición de contenidos de agua en crudo hasta el 25%.
• Se recomienda instalar analizadores de corte de agua de paso completo y mezcladores.
Roxar
Phase Dynamics
Invalco
Agar Eesiflo

22. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Cálculo de Volúmen de Aceite
API MPMS 12.2.2
• En el API MPMS 12.2.2 se indica el procedimiento para cálculo del volumen de aceite.
• El factor del medidor MF se obtiene calibrando el medidor con un probador tubular.
• El volumen grueso estándar se obtiene multiplicando el volumen totalizado, en un periodo de 24 horas,
por el factor del medidor, el CTL y el CPL. Para obtener el volumen neto estándar se multiplica el
volumen grueso estándar por el factor del contenido de agua CSW.
• Para obtener el volumen a condiciones base Pemex, se divide por el volumen neto a condiciones
estándar entre el CTL a 68°F.
CPLCTLMFIVGSV 
 bb TTCTL  1
     FPbPePCPL aa  1/1
MMM
ppppp
CPLCTLV
CTSCPSCPLCTLV
MF



CSWGSVNSV 
F
F
CTL
NSV
V

 
68
68
Condiciones estándar API
MPMS: 60°F y 0 psi
Condiciones Base Pemex
20°C (68°F), 0 kg/cm2

23. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Cálculo de Volúmen de Aceite
Medidores tipo Coriolis
Los medidores tipo Coriolis miden flujo másico, para obtener el volumen a condiciones de
flujo, se divide la masa medida entre la densidad del aceite a las condiciones de flujo.
En aplicaciones de transferencia de custodia en que el crudo tiene calidad para ventas
(<0.5% agua), la densidad debe medirse con un densitómetro en línea.
Cuando se tienen aplicaciones de medición que no son para transferencia de custodia, en las
cuáles el porcentaje de agua es mayor al 1%, el volumen a condiciones de flujo se obtiene
dividiendo la masa medida entre la densidad medida por el medidor tipo Coriolis.

24. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Distribución / pro-rateo de la Producción
Directiva 017, Junio 2011, ERCB Canadá
• Las pruebas de pozos sirven para estimar la producción de aceite y gas del pozo.
• La producción estimada por batería es la suma de las producciones estimadas por pozo.
• La producción oficial por batería se determina en base a los medidores de entrega de
aceite y gas, para el aceite se debe considerar el movimiento de inventarios en tanques o
ductos.
• Para cada producto el factor de pro-rateo = producción medida / producción estimada
• Para cada pozo, la producción oficial = producción estimada x factor de pro-rateo
Batería
de Aceite
Separador
de Prueba
f-p-t-a
Medición de entrega
de Aceite
Medición de entrega
de Gas
Agua
Gas
Aceite

25. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Evaluación Formal
de los Sistemas de Medición
 Condiciones de operación
 Control de factores
 Censo e Inventario
 Dimensionamiento , equipo instalado
 Punto de muestreo
 Diagramas del SM
 Certificados de calibración
 Configuración de computadores
 Procedimientos y programas de mantenimiento
 Procedimientos de operación
 Procedimientos de análisis de calidad
 Verificación en campo
 Verificación de Cálculos y reportes
 Verificación de Computadores
 Trazabilidad de datos de reportes
 Emitir Reporte y observaciones
Metodología
para
Revisión
Censo e
Inventario
Diseño y
Configuración
Procedimientos
y su
Aplicación
Informes
Cálculos
Incertidumbre

26. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Análisis de las Diferencias de Medición
• Las siguientes son algunas de las inexactitudes e incertidumbres que contribuyen a
estas diferencias:
 Medidores.- Los medidores sensibles a cambios en las condiciones de
operación, los cambios en el flujo, temperatura, densidad, contenido de agua,
entre otros ocasionan cambios en el factor del medidor.
 Tanques.- Se pueden tener errores por malas mediciones de nivel en tanques,
determinación de la calidad del aceite almacenado, no tener tablas de
calibración o no actualizadas, medición de temperatura, tubos de medición
defectuosos, exceso de sedimentos, entre otros.
 Sistema en general.- Termómetros, hidrómetros o manómetros descalibrados,
cintas de medición dañadas. Uno de los errores más comunes son errores
aritméticos o de procedimiento en el cálculo de volumen.
 Calidad del aceite.- Puntos de muestreo mal localizados, no aplicación de
métodos ASTM.

27. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Solución de las Diferencias de Medición
• Las diferencias de medición involucran el entendimiento del proceso de
pérdidas/ganancias, balances, y requieren la recolección y análisis de datos,
entrevistas con el personal, visitas de inspección a las instalaciones para determinar
el desempeño de los medidores y de las actividades del proceso de medición.
• Se deben generar reportes con las conclusiones y recomendaciones para corregir
las desviaciones, áreas de oportunidad y mejoras que se pueden implementar.
• El proceso de identificar y solucionar las causas y causas raíz que ocasionan las
diferencias de medición, en ocasiones puede ser bastante rápido, cuestión de
minutos; en otras ocasiones el proceso toma más tiempo, semanas, meses o más
• .Analizar los datos de medición, revisar que los datos reportados son correctos,
verificar la trazabilidad de estos hasta el computador. La fidelidad de los reportes
generados por los computadores depende de los datos que se alimenten “garbage in
- garbage out”.

28. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Solución de las Diferencias de Medición
 Verificar las cuestiones obvias, documentos del SM como tickets o reportes
generados, reportes de prueba, reportes de calibración y desempeño de los
medidores. Revisar históricos, gráficas de comportamiento anualizadas,
cálculos de volumen. Buscar patrones como cambios de personal, equipo,
procedimientos, instalaciones, ductos.
 Entrevistar al personal involucrado en todo el proceso de medición,
supervisores, con la finalidad de obtener información para identificar las
causas del problema.
 Verificar en campo las instalaciones de proceso y medición, aplicación de
procedimientos, detalles de tubería, instalación, variables operativas, calidad
del producto, bitácoras, descontroles, corrientes fuera de calidad.
 Adicionalmente, se pueden generar listas de verificación (cuando los
problemas son repetitivos o diferencias excesivas de medición), que
incluyan la revisión general del sistema, medidores, puntos de muestreo,
tanques y al personal involucrado.

29. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
GRACIAS

30. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Análisis de las Diferencias de Medición
• Se debe llevar un seguimiento a las diferencias de medición en los sistemas de
manejo de aceite y analizar las causas que las originan.
• En el caso de exportación de crudo se tiene un margen de ±0.3% de diferencia
entre el sistema de medición dinámico, tanques y barco, cuando se rebase este
límite se procede a generar un reclamo.
• El control de pérdidas y ganancias en los sistemas nos da un indicador de la
calidad de todas la mediciones de un sistema. Estas se calculan con base en la
mediciones de envío, las mediciones de recibo y el ajuste por las diferencias de
existencias en áreas de almacenamiento.
• Las pérdidas pueden ser reales (evaporación, fugas, robo) y las ganancias
pueden ser reales cuando se inyectan corrientes que no se miden al sistema.