Establecer los requisitos técnicos que deben cumplir los medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidrocarburos fase l...
SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACIÓN COORDINACIÓN DE NORMALIZACIÓN
ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA PROYECTO DE OBRAS
MEDIDOR MEDIDOR DE FLUJO TIPO ULTRASÓNICO ULTRASÓNICO PARA HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS FASE L ÍQUIDA ÍQUIDA Esta edición cancela y sustituye a la especificación P.2.0514.05, primera edición, Septiembre de 2006.
P.2.0514.05 SEGUNDA EDICIÓN ENERO, 2007
MEDIDOR DE FLUJO TIPO ULTRASÓNICO PARA HIDROCARBUROS F ASE LÍQUIDA
Segunda Edición
P.2.0514.05: 2007 CN
PREFACIO PEMEX-Exploración y Producción (PEP) en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, publicada en el Diario Oficial de la Federación de fecha 01 de julio de 1992 y acorde con la f acult ad q ue le c onfie re l a Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para que expida sus normas y especificaciones técnicas, emite la presente especificación técnica, a fin de que se utilice en el diseño, materiales, instalación y pruebas de medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidrocarburos fase líquida. Esta edición cancela y sustituye a la especificación P.2.0514.05, primera edición, Septiembre de 2006. En la elaboración de esta especificación técnica participaron: Subdirección de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. Subdirección Región Norte. Subdirección Región Sur. Subdirección Región Marina Noreste. Subdirección Región Marina Suroeste. Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas. Subdirección de la Coordinación de Servicios Marinos. Subdirección de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad. Subdirección de Distribución y Comercialización. Instituto Mexicano del Petróleo.
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MEDIDOR DE FLUJO TIPO ULTRASÓNICO PARA HIDROCARBUROS F ASE LÍQUIDA
Segunda Edición
P.2.0514.05: 2007 CN
ÍNDICE DE CONTENIDO
Página
0.
Introducción ........................................................................................................................
3
1.
Objetivo...............................................................................................................................
3
2.
Alcance ...............................................................................................................................
3
3.
Campo de aplicación ..........................................................................................................
3
4.
Actualización.......................................................................................................................
3
5.
Referencias.........................................................................................................................
4
6.
Definiciones ........................................................................................................................
4
7.
Símbolos y abreviaturas .....................................................................................................
5
8.
Desarrollo............................................................................................................................
5
8.5
Elementos primarios de medición de hidrocarburos en fase líquida..................................
8.5.3
Medidor tipo Ultrasónico .....................................................................................................
8.10
Embalaje y marcado de materiales y equipos para embarque ..........................................
6
9.
Concordancia con normas internacionales ........................................................................
7
10.
Bibliografía..........................................................................................................................
7
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MEDIDOR DE FLUJO TIPO ULTRASÓNICO PARA HIDROCARBUROS F ASE LÍQUIDA
Segunda Edición
0.
P.2.0514.05: 2007 CN
Introducción
En PEMEX-Exploración y Producción (PEP), se requiere especificar los sistemas de medición de hidrocarburos de acuerdo a las tecnologías de vanguardia, lo que origina que se busque tener niveles de incertidumbre acordes a los estándares internacionales. Para lograrlo, es necesario que los medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidrocarburos fase líquida, cumplan con la normatividad y requisitos en su diseño, materiales, instalación y pruebas, así como con los conceptos de metrología establecidos en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). Con base en lo anterior, PEP emite a través de la Subdirección de Distribución y Comercialización, esta especificación para su aplicación en sistemas de medición de hidrocarburos.
1.
Objetivo
Establecer los requisitos técnicos que deben cumplir los medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidro carbu ros f ase líqui da en PEMEX-Exploración y Producción.
2.
Alcance
Esta especificación establece los requisitos que deben cumplir los Contratistas, Fabricantes o Proveedores en el diseño, materiales, instalación y pruebas de los medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidrocarburos fase líquida utilizados en los procesos industriales de instalaciones petroleras nuevas, ampliaciones o remodelaciones en PEP. Para aplicaciones en medición fiscal el medidor de flujo debe cumplir con los preceptos metrológicos establecidos en la NRF-111-PEMEX-2006.
3.
Campo de aplicación
El contenido de esta especificación es de aplicación general y observancia obligatoria en el diseño, materiales, instalación y pruebas de los medidores de flujo tipo ultrasónicos para hidrocarburos fase líquida, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEP.
4.
Actualización
A las person as e instit uci ones que hagan uso de esta esp eci fic ación, se sol ici ta comuni quen por escrito las observaciones que estimen pertinentes, dirigiendo su correspondencia a: PEMEX-Exploración y Producción. Subdirección de Distribución y Comercialización. Coordinación de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300.
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Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 80-80, Fax: 3-26-54 Correo electrónico:
[email protected]
5.
Referencias
De los documentos normativos que se relacionan a continuación, solo aplican los capítulos, numerales, párrafos, secciones y anexos a los que se hace referencia; en donde se indique únicamente el documento normativo se debe consultar el documento completo.
5.1
NOM-008-SCFI-2002 - Sistema General de Unidades de Medida.
5.2
ISO 4006:1991 – Measurement of fluid flow in closed conduits - Vocabulary and symbols.
5.3
NRF-036-PEMEX-2003 – Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
5.4
NRF-048-PEMEX-2003 – Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
5.5
NRF-049-PEMEX-2001 – Inspección de bienes y servicios.
5.6
NRF-081-PEMEX-2005 – Medición ultrasónica de hidrocarburos en fase gaseosa.
5.7
NRF-111-PEMEX-2006 – Equipos de medición y servicios de metrología.
6.
Definiciones
Para los propósitos de esta especificación, aplican los términos y definiciones relacionados con sistemas de medición de flujo indicados en la ISO 4006 y lo indicado en la NRF-111-PEMEX-2006 para términos de metrología. Así como los que se indican en las normas y especificaciones correspondientes a las que se hace referencia. A continuación se indican solo los términos y definiciones que se utilizan con mayor frecuencia.
6.1
Calibración. Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones especificadas, la relación
entre los valores de las magnitudes indicadas por un instrumento de medición o un sistema de medición, o los valores representados por una medida materializada o un material de referencia y los valores correspondientes de la magnitud realizada por los patrones.
6.2
Confirmación metrológic a. Conjunto de operaciones requeridas para asegurarse de que el
equipo de medición es conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto.
6.3
Incertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza la dispersión de los valores que podrían razonablemente, ser atribuidos al mensurando. 6.4
Magnitud (medibl e). Atributo de un fenómeno, cuerpo o sustancia que es susceptible de ser
diferenciado cualitativamente y determinado cuantitativamente.
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6.5
Medició n fiscal Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o poder calorífico (en caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición, declarados previamente como oficiales en contratos de compra venta con terceros o transferencia de custodia. Valor que es aplicado de manera oficial para la comercialización de hidrocarburos y pago de los impuestos correspondientes. a)
Medició n en transferencia de custodi a.- Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o poder calorífico (en caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición declarados previamente como oficiales en convenios de transferencia de custodia interorganismos. Valor que es aplicado de manera oficial para el cambio de posesión y responsabilidad de la producción.
b)
Medició n en puntos de venta.- Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o poder calorífico (en caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición, en sitios declarados previamente como oficiales en contratos de compra venta con terceros.
6.6
Mensurando. Magnitud particular sujeta a medición.
6.7
Patrón. Medida materializada, instrumento de medición, material de referencia o sistema de medición destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores de una magnitud para servir de referencia. 6.8
Trazabilidad. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón, tal que éste pueda
ser relacionado con referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por medio de una cadena ininterrumpida de comparaciones teniendo todas las incertidumbres determinadas.
7.
Símbolos y abreviaturas
Aplican las correspondientes a las normas y especificaciones a las que se hace referencia en este documento.
7.1
8.
ema
entidad mexicana de acreditación.
Desarrollo
Nota: El contenid o de lo descrito a continuación , así como los el nu merales indi cados, corresponden al Capítulo 8 del Manual de especificaciones de Sistemas de Medición Fiscal de Hidrocarburos P.2.0000.04:2007, segunda edición, por lo que los numerales aquí incluidos pueden ser no consecutivos. 8.5
Elementos primarios de medición de hidro carburos en fase líquida.
Requerimientos generales. Los formatos para especificar la instrumentación, deben cumplir con la ISA-20-1981 e ISA–TR20.00.01– 2001, o equivalentes. Las condiciones de referencia estándar deben ser 20,0 °C y 101,325 kPa absoluta (1 atmósfera), de acuerdo con 8.5 de la NRF-111-PEMEX-2006.
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El medidor debe proporcionar lecturas de medición de flujo en pantalla en el sistema general de unidades de medida, de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002. Los accesorios para instalación eléctrica deben cumplir con 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2003. La inspección del medidor de flujo, debe cumplir con la NRF-049-PEMEX-2001. Las conexiones eléctricas, el equipo eléctrico o electrónico del medidor, debe cumplir con la clasificación del área peligrosa donde se instalen conforme con la NRF-036-PEMEX-2003. El fabricante, proveedor o contratista que suministre el medidor de flujo, para aplicaciones en medición fiscal debe dar cumplimiento a los requisitos de metrología y gestión de las mediciones que se establecen en la NRF-111-PEMEX-2006. De estos requisitos a continuación se indican los principales, con sus respectivos numerales correspondientes a dicha norma: a)
Para sistemas de gestión de las mediciones: Confirmación Metrológica (calibración, verificación), procesos de medición, incertidumbre de la medición y trazabilidad, debe cumplir con 8.3.1.2 y 8.3.2.1.
b)
Para determinación de la Incertidumbre de la medición: con 8.3.2.4.1 y 8.3.2.4.2.
c)
Para lograr la trazabilidad y la incertidumbre de la medición, la calibración de los equipos de medición debe realizarse en laboratorios que cumplan y emitan un certificado de calibración de acuerdo con 8.2.1.8.
d)
Las unidades de verificación (organismos) deben cumplir con 8.3.4.2.
e)
Los organismos de certificación, laboratorios de calibración, unidades de verificación deben estar acreditados por la “ema” o por organismos de acreditación equivalentes en otros países que sean signatarios de acuerdos de reconocimiento mutuo y cumplir con 8.3.5.3.
8.5.3
Medidor tipo Ultrasónico
8.5.3.1
Requisi tos de dis eño – El principio de operación debe ser del tipo multitrayectoria con
transductores tipo piezoeléctrico. Su principio de medición debe estar basado en el tiempo de transito, con emisión directa y/o rebote, de acuerdo con 8.1 de la NRF-081-PEMEX-2005. Debe cumplir con las secciones 6, 7 y 8 del API MPMS 5.8, o equivalente.
8.5.3.2
Material es –Los materiales deben cumplir con las subsecciones 8.4 y 9.3 del API MPMS 5.8, o
equivalente.
8.5.3.3
Instalaci ón - Debe cumplir con la sección 9 del API MPMS 5.8, o equivalente.
8.5.3.4
Pruebas - Deben cumplir con la sección 10 y 11 del API MPMS 5.8, o equivalente.
8.10
Embalaje y marcado de materiales y equip os para su embarque
El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque, debe cumplir con 8.1.6, 8.1.8, 8.1.9, 8.2 al 8.4 de la P.1.0000.09:2005.
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Concordancia con normas internacionales
Esta especificación técnica no coincide con ninguna norma internacional.
10.
Bibliografía
10.1
P.1.0000.09:2005 - Embalaje y marcado para embarque de equipos y materiales. Primera edición.
10.2
P.2.0000.04:2007 - Manual de Especificaciones de Sistemas de Medicación Fiscal de Hidrocarburos. Segunda edición. 10.3
API MPMS 5.8 2005 - Manual of petroleum measurement standards. Chapter 5 – Metering. Section
8 - Measurement of liquid hydrocarbons by ultrasonic flow meters using transit time technology.
10.4
ISA-20-1981 - Specification forms for process measurement and control instruments, primary elements and control valves. 10.5
ISA–TR20.00.01–2001 - Specification forms for process measurement and control instruments –
Part 1: General considerations.
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