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Programa Integral Especializado Medición de Hidrocarburos

Objetivos del Curso

  • Identificar los conceptos y definiciones básicas, de los instrumentos más usados en la medición de flujo, nivel, presión y temperatura.
  • Reconocer las ventajas y limitaciones de los instrumentos.
  • Operar adecuadamente instrumentos de medición de flujo, nivel, presión y temperatura.
  • Reconocer los principales protocolos de comunicación industrial, su uso, implementación y operación.
  • Descubrir cómo sintonizar óptimamente lazos de control.
  • Identificar características y aspectos relacionados con vasijas de volúmenes muertos.
  • Utilizar instrumentos de última tecnología en la medición de interface.
  • Dominar la terminología aplicada a medición multifásica.
  • Dominar aspectos relevantes de la norma API 20.3 de medición multifásica.
  • Identificar elementos claves para la instalación de un medidor multifásico.
  • Manejar aspectos claves de las tecnologías de medición multifásica disponibles en el mercado.
  • Entender la normatividad actual relacionada con medición multifásica.
  • Identificar las normas, estándares y conceptos asociados a la metrología de fluidos líquidos, presión y temperatura.
  • Ejecutar corridas de calibración utilizando el método Master Meter.
  • Tener criterios para la selección y aceptación de servicios de metrología de fluidos líquidos, presión y temperatura..
  • Interpretar los resultados contenidos en un certificado de calibración, cumpliendo la ISO/IEC 17025.
  • Estimar la incertidumbre en las mediciones y comprender los modelos matemáticos aplicados.
  • Dominar los términos aplicables a la medición estática.
  • Identificar los tipos de tanques de almacenamiento.
  • Dominar los aspectos relevantes para la medición estática cuantitativa y cualitativa.
  • Manejar los aspectos relevantes para la liquidación de tanques.
  • Dominar los términos aplicables a la medición dinámica.
  • Dominar los aspectos relevantes de la normativa aplicable en la medición dinámica.
  • Dominar los elementos importantes a tener en cuenta en la medición dinámica.
  • Dominar los aspectos relevantes a tener en cuenta en la medición cuantitativa y cualitativa de hidrocarburos en puntos de transferencia de custodia.

Curso dirigido a

  • Lideres de medición.
  • Ingenieros / Técnicos vinculados al área de automatización.
  • Personal vinculado a las áreas de exploración y producción del sector Oíl & Gas.

 

 

 

Temario del Curso

Parte I. Medición Estática.

Modulo I. Definiciones generales de medición (API Capítulo 1).

  • Volumen Bruto Estándar GSV (Gross Standard Volumen).
  • Volumen Bruto Observado GOV (Gross Observed Volume).
  • Volumen Neto Estandar NSV (Net Standard Volumen, condiciones estándar, etc).
  • Esquemas típicos de estaciones de medición para oleoductos, operación de una estación de medición.

Módulo II. Calibración de tanques de almacenamiento (API Capítulo 2).

  • Clasificación de tanques.
  • Características importantes.

Módulo III. Medición estática Manual y automática.

  • API Capítulo 2.2.A- Método de encintado: Tank Strapping.
  • Correcciones de circunferencias.
  • Correcciones volumétricas.
  • Volúmenes de fondo y muerto.
  • Tabla de calibración.
  • API Capítulo 2.2.B-Método de línea de referencia óptica.
  • API Capítulo 2.2.D-Método optoelectrónico.
  • Sistemas de telemetría en tanques.

Módulo IV. Medición de nivel y flujo (API Capítulo 5).

  • Medición a fondo.
  • Medición al vacío.

Módulo V. Medición de Temperatura.

  • API Capítulo 7.

Módulo VI. Muestreo Manual de Tanques.

  • Definición de la muestra.
  • Toma de muestras.

Módulo VII. Medición de agua libre.

  • API 3.1 A.10.
  • Métodos manuales.
  • Medición en línea.

Módulo VIII. Liquidación de cantidades estáticas de petróleo.

Parte II. Medición Dinámica.

Módulo I. Conceptos generales.

  • Exactitud.
  • Repetibilidad.
  • Reproducibilidad.
  • Linealidad.

Módulo II. Medidores dinámicos y tipos: Componentes, Ecuación y fuentes de error.

  • Comparación de medidores aceptados para transferencia y custodia.
  • Medidores volumétricos directos (Medidores de desplazamiento positivo).
  • Medidores volumétricos indirectos (Medidores de Turbina).
  • Instalación y mantenimiento de medidores tipo turbina.
  • Medidores másicos tipo Coriolis.
  • Medidores ultrasónicos.
  • Medidores de flujo tipo platina de orificio.

Módulo III. Selección de medidores.

  • Propiedades del fluido.
  • Variables operacionales.
  • Especificaciones de desempeño.

Módulo IV. Calibración de medidores para hidrocarburos.

  • Factores que afectan la medición dinámica
  • (CTML, CTLP, CPLM, CPCL, CTSp)
  • Procedimiento para el Cálculo del Factor del Medidor
  • Método de Aceptación del Factor.

Módulo V. Analizadores.

  • Contenido de agua y sedimentos BSW.
  • Analizador de densidad.
  • Analizador de viscosidad.
  • Analizador de humedad.
  • Cromatógrafo de gases.

Módulo VI. Muestreo.

  • API 8.2.
  • API 8.3.
  • API 8.4.

Módulo VII. Computadores de flujo.

  • Load computer vs Flow computer.
  • Selección.
  • Cálculos.

Módulo VIII. Unidades LACT.

  •  Generalidades.
  •  API MPMS 6.1.
  • Requerimientos de una unidad LACT.
  • Componentes.

Parte III. Práctica Aplicada para la Medición.

Módulo I. Medición estática (Sesión práctica).

  • Práctica No. 1. Puesta en marcha radares de transferencia de custodia.
  • Práctica No. 2 Tablas de corrección.
  • Práctica No. 3 Hydrostatic Tank Gauging.
  • Practica No. 4 Sistemas de gestión de inventario.
  • Practica No. 5 Aforo de tanques usando TARSIO.

Módulo II. Medición dinámica (Sesión práctica).

  • Práctica No. 1. Configuración de medidores de flujo para trasferencia de custodia.
  • Práctica No. 2 Configuración de salida de pulsos.
  • Práctica No. 3 Configuración de un load computer.

Parte IV. Análisis Pruebas de Laboratorio y Fiscalización

Módulo I. Análisis de Crudo.

  • Determinación de contenido de agua y sedimento por Centrífuga.
  • Determinación de contenido de agua por Destilación.
  • Determinación de contenido de agua por Karl Fischer.
  • Determinación de sal por el método electrométrico.
  • Determinación de gravedad API por Hidrómetro.
  • Determinación de repetibilidad y reproducibilidad de ensayos.
  • Estudios interlaboratorio para un crude Assay Tipo I.

Módulo II. Auditoria del sistema de medición.

  • Norma Internacional ISO 10012.
  • Auditoría de un sistema de gestión de las mediciones con base en la ISO 10012 y las normas API MPMS.
  • Alcance.
  • Requisitos generales.
  • Estructura.
  • Procedimientos.
  • Responsabilidades de los operadores en el seguimiento y ejecución del sistema de gestión.

Módulo III. Fiscalización de Hidrocarburos.

  • Ley de Regalías.
  • Responsabilidades Legales en la Fiscalización.
  • Métodos de fiscalización.
  • Transferencia de custodia
  • Liquidación de tanques con medición estática y dinámica principales factores de corrección (CTS, CTL, CPL, CSW).
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