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No.de documento: NRF-083-PEMEX-2014 COMITE DE NORMALIZACION DE PETROLEOS MEXICANOS Y Rev.1 ORGANISMOS SUBSIDIARIOS  Fecha: 25 de noviembre de 2014 SUBCOMITE TECNICO DE NORMALIZACIÓN DE Página 1 de 105 PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BASICA    SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN...

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No.de documento: NRF-083-PEMEX-2014 Rev.1 Fecha: 25 de noviembre de 2014

Página 1 de 105

COMITE DE NORMALIZACION DE PETROLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS  SUBCOMITE TECNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BASICA 

 

SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA (Esta norma de referencia NRF-083-PEMEX-2014 cancela y sustituye a la NRF-083-PEMEX-2004 del 16 de enero de 2005)

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Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria No 100, celebrada el 14 de agosto de 2014.

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CONTENIDO CAPITULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN

4

1.

OBJETIVO

6

2.

ALCANCE

6

3.

CAMPO DE APLICACIÓN

6

4.

ACTUALIZACIÓN

6

5.

REFERENCIAS

7

6.

DEFINICIONES

7

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

11

8.

DESARROLLO

14

8.1.

Metrología Legal

14

8.2.

Procedimientos de Cálculo del Sistema Electrónico de Medición

24

8.3.

Especificaciones del Sistema Electrónico de Medición

32

8.4.

Pruebas y Verificaciones

55

8.5.

Servicios Asociados

61

9.

RESPONSABILIDADES

64

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

64

11.

BIBLIOGRAFÍA

65

12.

ANEXOS

66

12.1. Anexo A: “Secuencias de cálculo para Ia medición de flujo másico, volumétrico y de energía”

66

12.2. Anexo B: “Medidores de desplazamiento tipo rotatorio o diafragma”.

81

12.3. Anexo C: “Medidores de Flujo Másico Tipo Coriolis”

87

12.4. Anexo D: “Formatos de Especificaciones Complementarias del SEM”

95

12.5

Anexo E: “Norma de referencia NRF-111-PEMEX-2012”

Apéndice A.5: AGA Report 8

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0. INTRODUCCION. La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos y Ia aplicación del concepto de medición fiscal en nuestro país, han propiciado Ia necesidad de medir con alta exactitud. Una forma de lograrlo es mediante la aplicación de Ia electrónica al campo de Ia medición de flujo, ya que de esta manera se aprovechan las ventajas de los adelantos tecnológicos y Ia innovación continua que se desarrolla en Ia ingeniería electrónica. Esta aplicación ha generado el concepto llamado Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo (SEM). Es facultad de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios el desarrollo de Ia normatividad técnica que garantice Ia calidad de los equipos, materiales e instalaciones que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de Flujo (SEM) y productos relacionados, en estaciones de transferencia de custodia, a fin de que éste opere de manera eficiente, segura y con una mínima incertidumbre en Ia medición. En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los dispositivos que constituyen al SEM, así como de los equipos, accesorios y documentación necesarios para su correcta operación. Estas especificaciones son acordes a los actuales requerimientos metrológicos y fiscales que rigen dentro de nuestro país, a los adelantos tecnológicos que existen dentro del mercado y a las necesidades de comunicación y de transferencia de información. La aplicación de esta Norma de Referencia permitirá estandarizar de manera paulatina los procedimientos y resultados de Ia medición de flujo que se llevan a cabo dentro de Petróleos Mexicanos y uniformizar los criterios de aplicación de los conceptos de medición fiscal y metrología legal que apliquen. En Ia Figura 1 se muestra el esquema básico de un SEM, el cual debe estar constituido por los siguientes dispositivos:  Dispositivos primarios: Placa de Orificio, Turbina, Ultrasónico, Desplazamiento Positivo (Rotatorio o Diafragma) o Coriolis.  Dispositivos secundarios.- Transmisor de temperatura, transmisor de presión diferencial y transmisor de presión manométrica (o transmisor multivariable) y cromatógrafo.  Dispositivo terciario.- Computador de Flujo. A fin de suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos de exactitud e incertidumbres óptimos, es responsabilidad del proveedor, verificar y aplicar las condiciones de operación de Ia estación de medición correspondiente y de los procesos corriente aguas arriba y abajo, que pudiesen llegar a afectar dichas condiciones; así como correlacionar de manera efectiva los requerimientos y especificaciones que se establecen en esta Norma de Referencia y Ia correspondiente normatividad de diseño, construcción, mantenimiento y metrología legal aplicables. Participaron en Ia elaboración de esta norma, las Direcciones de Petróleos Mexicanos, lnstituciones, empresas y consultores técnicos, que se indican a continuación: PEMEX Corporativo. PEMEX Exploración y Producción. PEMEX Gas y Petroquímica Básica. PEMEX Petroquímica. PEMEX Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo COMIMSA KROHNE de México, S.A. de C.V. Emerson Process Management, S.A. de C.V. Laboratorios Industriales de Tabasco, S.A. de C.V.

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FIGURA 1. ESQUEMA BASICO DE UN SEM

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OBJETIVO.

Establecer las especificaciones que deben cumplir los componentes que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de Flujo para hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados en instalaciones de transferencia de custodia.

2.

ALCANCE

Contempla Ia normatividad y las especificaciones del Sistema Electrónico de Medición (SEM) en aquellas Estaciones de Transferencia de Custodia donde se requiera su utilización para Ia medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados y cuyo Elemento Primario de Medición sea de los siguientes tipos: Placa de Orificio, Turbina, Ultrasónico, Desplazamiento Positivo (Rotatorio o Diafragma) o Coriolis.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en Ia adquisición de los bienes y servicios de un SEM (incluyendo ingeniería, suministro, instalación, pruebas, puesta en operación, calibración y capacitación), que se lleven a cabo en los Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para Estaciones de Transferencia de Custodia de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa; como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4.

ACTUALIZACION.

Esta Norma de Referencia se debe revisar y actualizar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para Ia revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PGPB, quien debe programar y realizar Ia actualización de acuerdo a Ia procedencia de las mismas y en su caso, a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 y dirigirse por escrito a: PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Subcomité Técnico de Normalización. Torre Ejecutiva Piso 35 Colonia Petróleos Mexicanos. 11311 México, D. F. Conmutador: 19 44 25 00, Extensión: 54781 y 54786 Correo electrónico: [email protected]

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5. REFERENCIAS 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8. 5.9. 5.10. 5.11. 5.12. 5.13. 5.14. 5.15. 5.16. 5.17. 5.18. 5.19. 5.20. 5.21.

5.22.

5.23.

NOM-001-SECRE-2010. Calidad del Gas Natural NOM-001-SEDE-2012. Instalaciones Eléctricas (utilización) NOM-022-STPS-2008. Electricidad Estática en Centres de Trabajo-Condiciones de Seguridad e Higiene. NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida NMX-Z-055-IMNC-2009. Metrología-Vocabulario de términos fundamentales y generales. NMX-EC-17025-IMNC-2006. Requisitos generales para Ia competencia (técnica) de los laboratorios de pruebas (ensayos) y de calibración NMX-CH-6141-IMNC-2007 Materiales de referencia – Análisis de gases – requisitos de los certificados de gases de calibración y mezclas de gases NMX-CH-140-IMNC-2002. Guía para Ia expresión de incertidumbre de las mediciones. NRF-010-PEMEX-2004. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. NRF-036-PEMEX-2010. Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. NRF-046-PEMEX-2012. Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. NRF-048-PEMEX-2007. Diseño de instalaciones eléctricas. NRF-049-PEMEX-2009. Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles. NRF-081-PEMEX-2005 Medición ultrasónica de hidrocarburos en fase gaseosa NRF-111-PEMEX-2012 Equipos de medición y servicios de metrología. NRF-018-PEMEX-2001 Instrumentos para medición de temperatura NRF-162-PEMEX-2011 Placas de orificio concéntricas. NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de presión y presión diferencial NRF-242-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de temperaturas NRF-313-PEMEX-2013 Instrumento medidor de flujo tipo Coriolis ISO 15156-1 / ANSI/NACE MR0175: 2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S - containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, (Industrias del petróleo y gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes con H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento). ISO 15156-2:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S - containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons, (Industrias del petróleo y de gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes que contienen H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 2: Aceros al carbón y aceros de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de hierro colado). ISO 15156-3:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S - containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys, (Industrias del petróleo y de gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes que contienen H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 3: Aleaciones resistentes a la corrosión (ARC) y otras aleaciones resistentes al agrietamiento).

6. DEFINICIONES 6.1.

Acelerador de muestra (Fast loop). Arreglo mecánico del tubing instalado en el sistema de muestreo, para aumentar Ia velocidad de flujo y asegurar tiempos de retardo mínimos en el sistema.

6.2.

Ajuste (de un instrumento de medición). Operación destinada a llevar a un instrumento (equipo o sistema) de medición a un estado de funcionamiento preestablecido para su uso.

6.3.

Cálculo en sitio. Se define como Ia realización del cálculo de flujo en el sitio de medición, utilizando

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actualizaciones continuas de las variables de flujo. 6.4.

Calibración. Ver Numeral 6.4 de la NRF-111-PEMEX-2012

6.5.

Computador de Flujo. Equipo Electrónico de cómputo, de tipo industrial, dedicado al cálculo y totalización de flujo que pasa por un punto de medición, definido previamente. Adicionalmente, puede realizar tareas de control, monitoreo y almacenamiento de datos relacionados al control administrativo de una estación de medición.

6.6.

Corte por bajo flujo. Valor del flujo por debajo del cual no se efectúa el cálculo de volumen en el Computador de Flujo.

6.7.

Cromatograma. Representación gráfica del Análisis realizado, donde se indican los componentes presentes en el Análisis, el tiempo de elusión (separación) de cada uno y el área que representa el porcentaje presente de cada componente en Ia muestra.

6.8.

Desviación. Un valor menos su valor de referencia. Magnitud con Ia cual se aleja, un cierto valor, de aquel valor de referencia.

6.9.

Dispositivo Primario de Medición. Elemento de medición en contacto con el medio físico, por medio del cual se obtiene una señal proporcional a Ia variable medida, Ia cual será acondicionada, leída y procesada por el dispositivo secundario de medición.

6.10. Dispositivos Secundarios de Medición. lnstrumento que transforma Ia señal entregada por el dispositivo primario de medición, a una estándar proporcional que será Ia entrada del dispositivo terciario de medición. Los dispositivos secundarios utilizados en Ia medición de flujo, presión y temperatura, son conocidos comercialmente como transmisores. Para fines de esta Norma de Referencia, se incluye como dispositivo secundario al analizador de composición de Ia mezcla o cromatógrafo. 6.11. Dispositivos Terciarios de Medición. Computador de Flujo programado y configurado para monitorear, calcular y totalizar los flujos, dentro de los límites de exactitud determinados para cada aplicación específica. Los dispositivos terciarios de medición reciben, como datos de entrada, las señales o mediciones realizadas por los dispositivos primarios y secundarios de medición, entrega como resultado Ia medición final de transferencia de producto y almacena los datos relacionados al control administrativo de una estación de medición. 6.12. Estabilidad (de un instrumento o equipo de medición). Cualidad de un instrumento de medición para conservar sus características metrológicas durante el transcurso del tiempo. 6.13. Estación de Medición de Flujo. lnstalación constituida por instrumentos, equipos (con o sin computadoras), tuberías, válvulas y accesorios, que en su conjunto miden, con un determinado nivel de exactitud, Ia razón de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a través de un ducto. Cada uno de los elementos que integran Ia Estación de Medición de Flujo tiene definida una funcionalidad específica, que en términos generales optimiza el desempeño de los elementos asociados. Una Estación de Medición de Flujo puede estar constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo y por accesorios y equipo mecánicos adicionales. 6.14. Estación de Transferencia de Custodia. Estación de medición de flujo donde se miden, calculan, totalizan y/o registran todas las variables de proceso relacionadas a Ia compra-venta o entrega-recepción de un fluido, con un óptimo nivel de exactitud y calidad del producto. Una Estación de Transferencia de Custodia generalmente está constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo (Dispositivos

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primarios, secundarios y terciarios) y por todos aquellos equipos y/o accesorios no Electrónicos (Válvulas, tubos de medición, acondicionadores de flujo, etc.) que son necesarios para su correcta operación y mantenimiento. 6.15. Exactitud. Proximidad entre el resultado de una medición y un valor convencionalmente verdadero del mensurando. El concepto de exactitud es cualitativo. 6.16. Exactitud de un instrumento de medición. Aptitud de un instrumento de medida de dar respuestas próximas a un valor verdadero. 6.17. Flujo de producto. Cantidad de producto por unidad de tiempo que fluye a través del punto de medición. Dependiendo de los requerimientos del contrato y de Ia naturaleza del medidor de flujo, se puede hacer referencia a flujo volumétrico, flujo másico o flujo de energía. 6.18. Hidrocarburos en fase gaseosa. Se refieren a Ia mezcla constituida por metano, etano, propano, butano e isobutano y concentraciones bajas en fase gas de pentanos, hexanos y pesados. 6.19. Hora contractual. Hora predeterminada dentro del contrato de Ia transferencia de custodia, Ia cual define el inicio y corte del período de medición. 6.20. lncertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza Ia dispersión de los valores que podrían, razonablemente, ser atribuidos al mensurando. 6.21. lnterfaz. Conjunto de...