Transferencia de custodia

La transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas se refiere a las transacciones que implican el transporte de sustancias físicas de un operador a otro. Esto incluye la transferencia de petróleo crudo y refinado entre tanques y vagones cisterna de ferrocarril, a barcos y otras transacciones. La transferencia de custodia en la medición de fluidos se define como un punto de medición (ubicación) donde se mide el fluido para su venta de una parte a otra. Durante la transferencia de custodia, la precisión es de gran importancia tanto para la empresa que entrega el material como para el destinatario final, al transferir un material.

El término "medición fiscal" se suele confundir con el de transferencia de custodia y se refiere a la medición que es un punto de una transacción comercial, como cuando se produce un cambio de propiedad. La transferencia de custodia se produce cada vez que los fluidos pasan de la posesión de una parte a otra. El uso de la frase "medición fiscal" no implica necesariamente ninguna expectativa única sobre la calidad de la instrumentación que se va a instalar. "Fiscal" se refiere al servicio del medidor, no a su calidad. "Fiscal" suele significar "relacionado con las finanzas del gobierno".

La transferencia de custodia generalmente implica:

• Normas industriales;
• Normas nacionales de metrología;
• Acuerdos contractuales entre las partes encargadas de la transferencia de custodia; y
• Regulación e imposición gubernamental.

Debido al alto nivel de precisión requerido durante las aplicaciones de transferencia de custodia, los caudalímetros que se utilizan para realizar esto están sujetos a la aprobación de una organización como el Instituto Americano del Petróleo (API). Las operaciones de transferencia de custodia pueden ocurrir en varios puntos a lo largo del camino; estas pueden incluir operaciones, transacciones o transferencia de petróleo desde una plataforma de producción petrolera a un barco, barcaza, vagón de ferrocarril, camión y también al punto de destino final, como una refinería.

Para completar los estándares y/o acuerdos y lograr la máxima precisión, todas las partes involucradas en los procesos de distribución de combustible (vendedores y compradores, servicios de transporte y almacenamiento, departamentos fiscales) deben seguir los procedimientos de transferencia de custodia, las mediciones apropiadas y las operaciones de documentación relacionadas deben implementarse por completo. Las mediciones de transferencia de custodia involucran mediciones en tuberías, tanques de almacenamiento, tanques de transporte (camiones cisterna, remolques o tanques ferroviarios); todo el proceso de distribución de combustible debe ser rastreable. Para que las mediciones se puedan realizar en unidades de volumen o masa (o ambas), por lo que se utilizan comúnmente varios métodos de medición.

El volumen actual de un producto almacenado en un tanque se puede calcular utilizando una tabla de capacidad de tanques (a veces llamada "tabla de calibración de tanques") y los niveles y temperaturas actuales de un producto en un tanque. La tabla de capacidad de tanques almacena datos sobre el nivel y el volumen apropiado en un tanque y tiene un gran impacto en la precisión general del cálculo del volumen. La precisión típica de una tabla de capacidad para operaciones de transferencia de custodia es de 0,05 a 0,1 %. La instalación inicial de un tanque, su precisión y los cambios en el ciclo de vida (como la inclinación o los sedimentos) afectan la precisión de la tabla de capacidad, por lo que deben revisarse periódicamente. Algunas tablas de capacidad son multidimensionales y almacenan datos adicionales, como la escora y el asiento de los tanques de los barcos, la densidad de los productos almacenados y/o se utilizan en sistemas para cálculos automatizados de volumen/masa.

La transferencia de custodia es una de las aplicaciones más importantes para la medición de caudal. Se utilizan muchas tecnologías de medición de caudal para aplicaciones de transferencia de custodia; entre ellas, se incluyen caudalímetros de presión diferencial (PD), caudalímetros de turbina, caudalímetros de desplazamiento positivo, caudalímetros Coriolis y caudalímetros ultrasónicos.

Los caudalímetros de presión diferencial (PD) se utilizan para la transferencia de custodia de líquido y gas para medir el flujo de líquido, gas y vapor. El caudalímetro de PD consta de un transmisor de presión diferencial y un elemento primario. El elemento primario coloca una restricción en una corriente de flujo, mientras que el transmisor de PD mide la diferencia de presión aguas arriba y aguas abajo de la restricción.

En muchos casos, los transmisores de presión y los elementos primarios son adquiridos por los usuarios finales de distintos proveedores. Sin embargo, varios proveedores han integrado el transmisor de presión con el elemento primario para formar un caudalímetro completo. La ventaja de esto es que se pueden calibrar con el elemento primario y el transmisor de presión diferencial ya instalados.

La Asociación Estadounidense del Gas (AGA) y el Instituto Estadounidense del Petróleo (API) especifican las normas y los criterios para el uso de caudalímetros DP en aplicaciones de transferencia de custodia.

Una ventaja de utilizar un caudalímetro DP es que es el tipo de caudalímetro más estudiado y mejor comprendido. Una desventaja de utilizar un caudalímetro DP es que introduce una caída de presión en la línea del caudalímetro. Esto es un resultado necesario de la constricción en la línea que se requiere para realizar la medición del caudal DP.

Un avance importante en el uso de caudalímetros DP para aplicaciones de transferencia de custodia ha sido el desarrollo de accesorios de orificio de cámara simple y doble.

El primer caudalímetro de turbina fue inventado por Reinhard Woltman, un ingeniero alemán, en 1790. Los caudalímetros de turbina consisten en un rotor con aspas similares a las de una hélice que gira cuando pasa agua u otro fluido sobre él. El rotor gira en proporción al caudal (ver caudalímetros de turbina). Existen muchos tipos de caudalímetros de turbina, pero muchos de los que se utilizan para el caudal de gas se denominan caudalímetros axiales.

El caudalímetro de turbina es más útil para medir el flujo limpio, constante y de alta velocidad de fluidos de baja viscosidad. En comparación con otros caudalímetros, el caudalímetro de turbina tiene una ventaja de costo significativa sobre los caudalímetros ultrasónicos, especialmente en los tamaños de línea más grandes, y también tiene un precio favorable en comparación con los precios de los caudalímetros DP, especialmente en los casos en que un caudalímetro de turbina puede reemplazar varios caudalímetros DP.

La desventaja de los caudalímetros de turbina es que tienen partes móviles que están sujetas a desgaste. Para evitar el desgaste y la imprecisión, se utilizan materiales duraderos, incluidos cojinetes de bolas de cerámica.

Los caudalímetros de desplazamiento positivo (PD) son medidores de alta precisión que se utilizan ampliamente para la transferencia de custodia de agua comercial e industrial, así como para la transferencia de custodia de muchos otros líquidos. Los caudalímetros de PD tienen la ventaja de que han sido aprobados por varios organismos reguladores para este propósito y aún no han sido reemplazados por otras aplicaciones.

Los medidores de PD son excelentes para medir caudales bajos y también para medir caudales altamente viscosos, porque los medidores de PD capturan el caudal en un recipiente de volumen conocido. La velocidad del caudal no importa cuando se utiliza un medidor de PD.

Los caudalímetros Coriolis existen desde hace más de 30 años y son los preferidos en industrias de procesos como la química y la de alimentos y bebidas. La tecnología Coriolis ofrece precisión y fiabilidad en la medición del caudal de material y suele considerarse una de las mejores tecnologías de medición de caudal debido al caudal másico directo, la densidad del fluido, la temperatura y los caudales volumétricos calculados con precisión. Los caudalímetros Coriolis no tienen piezas móviles y proporcionan estabilidad, repetibilidad y fiabilidad a largo plazo. Como son dispositivos de medición directa del caudal másico, los caudalímetros Coriolis pueden manejar la gama más amplia de fluidos, desde gases hasta líquidos pesados, y no se ven afectados por los cambios de viscosidad o densidad que suelen afectar a las tecnologías basadas en la velocidad (PD, turbina, ultrasonidos). Con la capacidad de rango de caudal más amplio de cualquier tecnología de caudal, los caudalímetros Coriolis pueden dimensionarse para una baja caída de presión. Esto, combinado con el hecho de que no dependen del perfil de caudal, ayuda a eliminar la necesidad de tramos rectos y acondicionamiento del caudal, lo que permite diseñar sistemas de transferencia de custodia con una caída de presión mínima.

Es necesario mencionar que cualquier instrumento de medición que se base en un solo principio de medición mostrará una mayor incertidumbre de medición en condiciones de flujo bifásico. Los principios de medición convencionales, como el desplazamiento positivo, los medidores de turbina y las placas de orificio aparentemente seguirán midiendo, pero no podrán informar al usuario sobre la ocurrencia de un flujo bifásico. Sin embargo, los principios modernos basados en el efecto Coriolis o la medición de flujo ultrasónico informarán al usuario mediante funciones de diagnóstico.

El caudal se mide mediante medidores Coriolis, analizando los cambios en la fuerza de Coriolis de una sustancia que fluye. La fuerza se genera en una masa que se mueve dentro de un marco de referencia giratorio. Debido a la rotación, se produce una aceleración angular hacia afuera, que se factoriza con la velocidad lineal. Con una masa de fluido, la fuerza de Coriolis es proporcional al caudal másico de ese fluido.

Un medidor Coriolis tiene dos componentes principales: un tubo de caudal oscilante equipado con sensores y controladores, y un transmisor electrónico que controla las oscilaciones, analiza los resultados y transmite la información. El principio de Coriolis para la medición del caudal requiere que se aproveche la sección oscilante de un tubo giratorio. La oscilación produce la fuerza de Coriolis, que tradicionalmente se detecta y analiza para determinar la velocidad del caudal. Los medidores Coriolis modernos utilizan la diferencia de fase medida en cada extremo del tubo oscilante.

Los caudalímetros ultrasónicos fueron introducidos por primera vez en los mercados industriales en 1963 por Tokyo Keiki (ahora Tokimec) en Japón. Las mediciones de transferencia de custodia han existido durante mucho tiempo y, en los últimos diez años, los medidores ultrasónicos y de Coriolis se han convertido en los caudalímetros de elección para la transferencia de custodia en la industria del petróleo y el gas.

Los medidores ultrasónicos proporcionan un caudal volumétrico. Normalmente utilizan el método del tiempo de tránsito, en el que las ondas sonoras transmitidas en la dirección del flujo del fluido viajan más rápido que las que viajan aguas arriba. La diferencia del tiempo de tránsito es proporcional a la velocidad del fluido. Los medidores de caudal ultrasónicos tienen una caída de presión insignificante si se sigue la instalación recomendada, tienen una alta capacidad de reducción y pueden manejar una amplia gama de aplicaciones. La producción, el transporte y el procesamiento de petróleo crudo son aplicaciones típicas de esta tecnología.

El uso de caudalímetros ultrasónicos para transferencia de custodia sigue creciendo. A diferencia de los caudalímetros de turbina y de PD, los caudalímetros ultrasónicos no tienen partes móviles. La caída de presión se reduce mucho con un caudalímetro ultrasónico en comparación con los caudalímetros de turbina, de PD y de DP. La instalación de los caudalímetros ultrasónicos es relativamente sencilla y los requisitos de mantenimiento son bajos.

En junio de 1998, la Asociación Estadounidense del Gas publicó una norma denominada AGA-9. Esta norma establece los criterios para el uso de caudalímetros ultrasónicos para la transferencia de custodia de gas natural.

La transferencia de custodia requiere un sistema de medición completo que esté diseñado y fabricado para la aplicación, no solo caudalímetros. Los componentes de un sistema de transferencia de custodia suelen incluir:

• Múltiples metros/metros de funcionamiento;
• Computadoras de flujo;
• Sistemas de calidad (cromatografías de gas para medir el contenido energético del gas natural y sistemas de muestreo para líquido);
• Calibración usando provertidos en el lugar o en el móvil para líquido, o master-meter para líquido o gas; y
• Apoyo a la automatización.

Un sistema típico de transferencia de custodia de líquidos incluye varios medidores de caudal y comprobadores de caudal. Los comprobadores se utilizan para calibrar los medidores in situ y se utilizan con frecuencia; normalmente antes, durante y después de una transferencia de lote para garantizar la medición. Un buen ejemplo de esto es una unidad de transferencia de custodia automática de arrendamiento (LACT) en una instalación de producción de petróleo crudo.

En la norma ISO 5725-1, la precisión de los instrumentos de medición se define como “la proximidad de la concordancia entre el resultado de una prueba y el valor de referencia aceptado”. Este término “precisión” incluye tanto el error sistemático como el componente de sesgo. Cada dispositivo tiene su especificación de precisión indicada por el fabricante y su precisión probada. La incertidumbre tiene en cuenta todos los factores del sistema de medición que afectan la precisión de la medición. La precisión de los caudalímetros se puede utilizar en dos sistemas de medición diferentes que, en última instancia, tienen diferentes incertidumbres calculadas debido a otros factores en el sistema que afectan los cálculos de caudal. La incertidumbre incluso incluye factores como la precisión del convertidor A/D del ordenador de caudal. La búsqueda de precisión en un sistema de transferencia de custodia requiere una atención meticulosa a los detalles.

Los sistemas de medición de transferencia de custodia deben cumplir con los requisitos establecidos por organismos de la industria como AGA, API o ISO, y estándares nacionales de metrología como OIML (Internacional), NIST (EE. UU.), PTB (Alemania), CMC (China) y GOST (Rusia), DSTU (Ucrania), entre otros. Estos requisitos pueden ser de dos tipos: legales y contractuales.

Los códigos y reglamentos nacionales de pesos y medidas controlan los requisitos de comercio mayorista y minorista para facilitar el comercio justo. Los reglamentos y los requisitos de precisión varían ampliamente entre países y productos, pero todos tienen una característica común: la “trazabilidad”. Siempre existe un procedimiento que define el proceso de validación en el que el medidor de servicio se compara con un estándar que es trazable a la agencia de metrología legal de la región respectiva.

Un contrato es un acuerdo escrito entre compradores y vendedores que define los requisitos de medición. Se trata de ventas de gran volumen entre empresas operadoras en las que los productos refinados y el petróleo crudo se transportan por vía marítima, por oleoducto o por ferrocarril. La medición de la transferencia de custodia debe realizarse con el mayor nivel de precisión posible, ya que un pequeño error en la medición puede suponer una gran diferencia financiera. Debido a esta naturaleza crítica de las mediciones, las empresas petroleras de todo el mundo han desarrollado y adoptado normas para satisfacer las necesidades de la industria.

En Canadá, por ejemplo, toda medición relacionada con una transferencia de custodia cae dentro del ámbito de competencias de Measurement Canada. En los EE. UU., la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC) controla las normas que deben cumplirse para el comercio interestatal.

La transferencia de custodia de la medición del caudal de líquido sigue las pautas establecidas por la ISO. Por consenso industrial, la medición del caudal de líquido se define como aquella que tiene una incertidumbre general de ±0,25 % o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística adecuada de las incertidumbres de los componentes del sistema de medición.

Las mediciones de caudal de líquido se realizan generalmente en unidades volumétricas o de masa. El volumen se utiliza normalmente para operaciones de carga de buques cisterna independientes, mientras que la masa se utiliza para tuberías de varios campos o tuberías marinas con un requisito de asignación.

La medición y la generación de informes de masas se logran mediante

• Medición de caudal de volumen (por ejemplo, por turbina o medidor ultrasónico) y densidad de fluidos
• Medición directa de masa por medidor Coriolis

En la medición del caudal se utiliza un sistema automático de muestreo proporcional al caudal para determinar el contenido medio de agua, la densidad media y con fines analíticos. Los sistemas de muestreo deben cumplir en líneas generales con la norma ISO 3171. El sistema de muestreo es una sección fundamental durante la medición del caudal. Cualquier error introducido a través del muestreo tendrá generalmente un efecto directo y lineal en la medición general.

La medición de la temperatura y la presión son factores importantes a tener en cuenta al realizar mediciones de caudal de líquidos. Los puntos de medición de temperatura y presión deben estar situados lo más cerca posible del medidor, en relación con sus condiciones en la entrada del medidor. Las mediciones de temperatura que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión general del circuito de 0,5 °C o mejor, y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0,2 °C o mejor.

Los controles de temperatura se realizan mediante termómetros certificados con la ayuda de termopozos

Las mediciones de presión que afectan la precisión del sistema de medición deben tener una precisión de bucle general de 0,5 bar o mejor y la lectura correspondiente debe tener una resolución de 0,1 bar o mejor.

La transferencia de custodia de la medición del flujo gaseoso sigue las pautas establecidas por los organismos internacionales. Por consenso industrial, la medición del flujo gaseoso se define como la medición del flujo másico con una incertidumbre general de ±1,0 % o mejor. La incertidumbre general se deriva de una combinación estadística adecuada de las incertidumbres de los componentes del sistema de medición.

Toda medición de caudal gaseoso debe realizarse en corrientes de gas monofásicas y las mediciones deben expresarse en unidades volumétricas o másicas.

El muestreo es un aspecto importante, ya que ayuda a determinar la precisión. Se deben proporcionar instalaciones adecuadas para obtener muestras representativas. El tipo de instrumentación y el sistema de medición pueden influir en este requisito.

La densidad del gas en el medidor se puede determinar mediante:

• Medición directa continua, por densitometro en línea
• Calculación, utilizando una ecuación reconocida de estado junto con mediciones de la temperatura, presión y composición del gas.

La mayoría de las industrias prefieren utilizar la medición continua de la densidad del gas. Sin embargo, ambos métodos pueden utilizarse simultáneamente y la comparación de sus respectivos resultados puede brindar mayor confianza en la precisión de cada método.

En cualquier aplicación de transferencia de custodia, una verdadera incertidumbre aleatoria tiene la misma probabilidad de favorecer a cualquiera de las partes, el impacto neto debería ser cero para ambas partes y no se debería valorar la precisión y la repetibilidad de la medición. La precisión y la repetibilidad de la medición son de gran valor para la mayoría de los vendedores porque muchos usuarios instalan medidores de control. El primer paso para diseñar cualquier sistema de transferencia de custodia es determinar las expectativas mutuas de desempeño de medición del proveedor y el usuario en el rango de caudales. Esta determinación de las expectativas mutuas de desempeño debe ser realizada por personas que tengan un claro entendimiento de todos los costos de las disputas de medición causadas por una mala repetibilidad. El segundo paso es cuantificar las condiciones de operación que no son controlables. Para una medición de caudal, estas pueden incluir:

• Variación de temperatura ambiente prevista;
• Presión máxima de la línea estática;
• Presión de línea fija y variación de temperatura;
• Máxima pérdida de presión permanente permitida;
• Regreso rápido; y
• Frecuencia esperada de variación de flujo y/o pulsación.

El tercer y último paso consiste en seleccionar el hardware, la instalación y los procedimientos de mantenimiento que garanticen que la medición proporcione el rendimiento instalado requerido en las condiciones de funcionamiento esperadas (no controlables). Por ejemplo, el usuario puede:

• Seleccione un transmisor de presión estática y/o diferencial que tenga un mejor o peor rendimiento bajo las condiciones de funcionamiento del mundo real dadas.
• Calibrar el transmisor(s) con frecuencia o poco frecuente.
• En el caso de un caudalímetro de DP, tamaño el elemento primario para una presión diferencial superior o inferior (los DP superiores proporcionan mayor precisión, a expensas de una pérdida de presión superior).
• Seleccione un transmisor de caudalímetro y presión con una respuesta más rápida o más lenta.
• Use líneas de interconexión largas o cortas (impulse) o conexión directa para una respuesta más rápida.

Si bien el primer y el segundo paso implican la recopilación de datos, el tercer paso puede requerir cálculos y/o pruebas.

La fórmula para calcular el GNL transferido depende de las condiciones contractuales de venta. Estas pueden referirse a tres tipos de contrato de venta según la definición de los Incoterms 2000: venta FOB, venta CIF o venta DES.

En el caso de una venta FOB (Free On Board), la determinación de la energía transferida y facturada se realizará en el puerto de carga.

En el caso de una venta CIF (Cost Insurance & Freight) o DES (Delivered Ex Ship), la energía transferida y facturada se determinará en el puerto de descarga.

En los contratos FOB, el comprador es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia a bordo del buque para la determinación de volumen, temperatura y presión, y el vendedor es responsable de proporcionar y mantener los sistemas de medición de transferencia de custodia en la terminal de carga, como el muestreo y el análisis de gas. En los contratos CIF y DES, la responsabilidad se invierte.

Tanto el comprador como el vendedor tienen derecho a verificar la precisión de cada sistema que proporcione, mantenga y opere la otra parte. La determinación de la energía transferida suele realizarse en presencia de uno o más inspectores, el oficial de carga del barco y un representante del operador de la terminal de GNL. También puede estar presente un representante del comprador.

En todos los casos, la energía transferida se puede calcular con la siguiente fórmula:

E =(VLNG × DLNG × GVCLNG) - Egas desplazados ± Egas a ER (si corresponde)

Dónde:

E = la energía neta total transferida desde las instalaciones de carga al buque metanero, o desde el buque metanero a las instalaciones de descarga.

VLNG= volumen de GNL cargado o descargado en m3.

DLNG = densidad del GNL cargado o descargado en kg/m3.

GCVLNG = el valor calorífico bruto del GNL cargado o descargado en millones de BTU/kg

E gas desplazado = La energía neta del gas desplazado, también en millones de BTU, que es: devuelto a tierra por el buque metanero al cargar (volumen de gas en los tanques de carga desplazado por el mismo volumen de GNL cargado), o el gas que recibe el buque metanero en sus tanques de carga al descargar en reemplazo del volumen de GNL descargado.

E(gas a ER) = Si corresponde, la energía del gas consumido en la sala de máquinas del buque metanero durante el tiempo entre la apertura y el cierre de las inspecciones de transferencia de custodia, es decir, utilizado por el buque en el puerto, que es:

+ Para una transferencia de carga de GNL o

- Para una transferencia de descarga de GNL

• Medición Canadá.
• CMC
• Tokyo KEIKI
• API
• Flow Research
• NOTAS DE MANTENIMIENTO PARA LA MESAURACIÓN DE PETROLEO (Suficientemente recomendado)
• ISO