HERRAMIENTA VIRTUAL PORTABLE DE MEDICION ESTATICA

HERRAMIENTA VIRTUAL PORTABLE DE MEDICION ESTATICA

GENDERSON MAURICIO OROZCO RENDON JAVIER ALEJANDRO DÍAZ CRUZ

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2012

HERRAMIENTA VIRTUAL PORTABLE DE MEDICION ESTATICA

GENDERSON MAURICIO OROZCO RENDON JAVIER ALEJANDRO DÍAZ CRUZ

Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigación Y Proyecto De Grado

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2012

NOTA DE ACEPTACION

_______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________

DIRECTOR DE PROYECTO

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VILLAVICENCIO-META 17 DE NOVIEMBRE DE 2012

DEDICATORIA

Queremos dedicar este trabajo a nuestras familias, por acompañarnos en cada una de las locuras que hemos emprendido y ser siempre nuestros más fervientes hinchas.

A nuestros padres, por todo lo que nos han dado en esta vida, especialmente por sus sabios consejos y por estar a nuestro lado en los momentos difíciles.

A nuestras “Cómplices” Antonio Orozco mi padre y Jorge Luis Díaz mi hermano

quienes

con

su

simpleza

nos

han

ayudado

a

encontrar la luz cuando todo es oscuridad.

Por último, queremos agradecer a los lectores de este documento y a los usuarios del producto desarrollado a quienes les dejamos esta valiosa fuente de información.

Genderson Mauricio Orozco Rendón Javier Alejandro Díaz Cruz

AGRADECIMIENTOS Cuando comenzamos a escribir los agradecimientos pensamos que por descuido pudimos haber dejado a alguien importante fuera de la mención, por eso desde ya pedimos disculpas correspondientes en caso de que suceda.

Antes que todo queremos agradecer a Dios por darnos las fuerzas necesarias en los momentos en que más las necesitamos y bendecirnos con la posibilidad de caminar a su lado durante todas nuestras vidas.

También queremos agradecer a nuestros docentes por dedicarnos durante estos dos años su valioso tiempo, por regalarnos parte de su gran conocimiento y por la paciencia que nos tuvieron al emprender esta etapa de nuestras vidas y ayudarnos a hacer cada día mejores personas.

En particular a nuestro docente, el Ing. Benjamín Daza Rico, quien nos orientó y especialmente por sus consejos durante el tiempo que duró esta tesis.

No podemos dejar de agradecer a nuestro docente, el Administrador de Empresas Luis Fernando Hernández Pérez por sus consejos y ayuda desinteresada.

A nuestro asesor, a nuestros amigos y a nuestros padres por sus diversas formas de apoyo.

Por último queremos agradecer al Ing. Luis Alfredo Herrera y a la Dra. Dora Inés Bautista, por hacer grata nuestra permanencia en COINSPETROL.

Genderson Mauricio Orozco Rendón Javier Alejandro Díaz Cruz

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN................................................................................................................................. 10 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................................................... 11 JUSTIFICACION .................................................................................................................................. 12 OBJETIVOS ......................................................................................................................................... 13 Objetivo General ........................................................................................................................... 13 Específicos ..................................................................................................................................... 13 ALCANCES Y LIMITACIONES .............................................................................................................. 14 METODOLOGIA ................................................................................................................................. 15 MARCO TEORICO .............................................................................................................................. 17 Tipos de Medida Usando la Cinta de Medición ............................................................................ 20 Objetivo de la medición ................................................................................................................ 22 Liquidación de Tanques Atmosféricos .......................................................................................... 22 Tanques de Almacenamiento ....................................................................................................... 23 Por su forma:................................................................................................................................. 23 Por el producto almacenado:........................................................................................................ 23 TANQUES Y FISCALIZACION............................................................................................................... 26 TANQUES DE ALMACENAMIENTO ................................................................................................ 26 CLASIFICACION DE LOS TANQUES ................................................................................................. 26 USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA....................................................................................... 27 TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE ........................................................................... 28 TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: ................................................................. 28 TANQUES ESFERICOS: ................................................................................................................... 28 TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO: ........................................................... 28 USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO.................................................................................. 29 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES ............................................................................................ 29 MEDICION ESTATICA ......................................................................................................................... 30

MEDICION ESTATICA MANUAL ..................................................................................................... 30 EQUIPO DE MEDICION ................................................................................................................. 31 MEDICIÓN DINAMICA ....................................................................................................................... 32 MEDIDORES VOLUMETRICOS ....................................................................................................... 32 MEDIDORES MÁSICOS................................................................................................................... 32 RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA .................................................................................... 32 ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN DINAMICA ................................................................... 34 IDENTIFICACIÓN DE TANQUES .......................................................................................................... 38 Color .............................................................................................................................................. 38 Número De Identificación ............................................................................................................. 39 Colores Para Tanques.................................................................................................................... 39 Características Más Importantes De Los Tanques ........................................................................ 40 Observaciones De Seguridad En Los Tanques............................................................................... 41 MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS ........................................................................ 42 Cinta de Medición ......................................................................................................................... 42 La Cinta De Medición Tiene Las Siguientes Características .......................................................... 42 Cinta para Medición a Fondo ........................................................................................................ 43 Cinta para Medición a Vacío ......................................................................................................... 43 Tipos de Medida usando la Cinta de Medición ............................................................................. 44 DESARROLLO ..................................................................................................................................... 46 Medición De Nivel De Producto En Tanques Atmosféricos .......................................................... 46 Medición A Vacío Con Cinta De Medición A Vacío (Outage Gaging) ............................................ 46 Medición del Nivel de Agua Libre ................................................................................................. 48 Medición a Fondo con cinta de medición a fondo........................................................................ 48 MEDICIÓN DEL NIVEL DE PRODUCTO Y AGUA .................................................................................. 50 MEDICIÓN DE TEMPERATURA .......................................................................................................... 53 MEDICIÓN DE ESPECIFICACIONES DE CALIDAD ................................................................................ 54 MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA) .......................................................................................... 55 Medición De Nivel Con Flotador ................................................................................................... 55 Medición De Nivel Con Desplazador (Servo) ................................................................................ 56

Medición con Radar ...................................................................................................................... 56 Medición Con Hibrido (Con Servo O Radar Y Medidor De Presión )............................................. 57 Medición Con Dispositivo Ultrasónico .......................................................................................... 57 Medición De Nivel Con Elementos Magnetostrictivos ................................................................. 58 LIQUIDACIÓN DE TANQUES ATMOSFÉRICOS .................................................................................... 59 VERIFICACIONES MENSUALES ........................................................................................................... 62 MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES PRESURIZADOS ................................................. 63 TECNOLOGÍAS DE MEDICIÓN ............................................................................................................ 65 ASPECTOS A TENER EN CUENTA EN MEDICIÓN EN TANQUES .......................................................... 66 Error de Medición con Rotogauge ................................................................................................ 66 Medición En Cisternas (Control De La Cantidad Despachada A Granel) ...................................... 66 Medición de Temperatura ............................................................................................................ 67 Medición De La Presión ................................................................................................................ 67 PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS................................................... 68 REGISTROS ........................................................................................................................................ 69 CALIBRACIÓN DE CINTAS .................................................................................................................. 70 Información General ..................................................................................................................... 70 PROCEDIMIENTO DE COMPARACIÓN DE UNA CINTA HORIZONTAL ................................................ 71 BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................................... 75 CIBERGRAFIA ..................................................................................................................................... 77

INTRODUCCIÓN Colombia es un país que ha logrado establecer en gran medida la exploración, explotación y venta de hidrocarburos como una fuente más de ingresos y desde hace aproximadamente dos décadas estas han aumentado en gran proporción, obligando que se tomen medidas de control como es la fiscalización para un buen manejo de los volúmenes producidos para su comercialización.

En la fiscalización de hidrocarburos se utiliza la medición estática para llevar un informe en el cual se toman los volúmenes de los tanques y algunas propiedades del fluido almacenado y el concepto y las causas del por qué y para que se realiza dicho

procedimiento,

que

requiere

una

serie

de

condiciones

mínimas

estandarizadas para que el margen de error sea el menor posible.

La descripción de las herramientas y su correcta selección antes de ejecutar este proceso es muy importante, ya que las operaciones son realizadas en dos formas con cinta a vacío que consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia y con cinta a fondo que consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa.

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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En el transcurso de la carrera de producción se estudia el funcionamiento de las estaciones, refinerías y terminales terrestres de bombeo en donde se emplea la medición de hidrocarburos en el proceso de fiscalización. Se ha investigado por interés personal que la medición estática es un tema importante en el cual se quiere aportar un poco más de información de este tema, con el motivo de que los estudiantes tengan un mejor manejo de sus conocimientos para un buen desempeño laboral en esta área.

Como resultado de un estudio, en Coinspetrol se ha podido identificar un medio didáctico conceptual que posibilite dar a conocer los avances en los procesos de información de conceptos básicos acerca de la medición estática en tanques de almacenamiento de hidrocarburos dando la oportunidad de conocer y aprender más acerca de este tema importante, ya que cuenta con recursos humanos y materiales que se pueden aprovechar lo bastante para mantener una información de fácil acceso y además amena que contribuya a los procesos de una mejor formación.

Pero es importante resaltar el crecimiento y el tiempo considerable que lleva el instituto brindando formación y capacitación en las diferentes áreas de la industria petrolera, el reconocimiento cualitativo de los maestros, el impacto de los egresados en el ámbito regional y la producción de documentos con aportes significativos para la comunidad académica.

Utilizar

esta

herramienta

de

información

conceptual,

para

una

buena

implementación por parte de los estudiantes y así emplearla como un medio más de aprendizaje y conocimiento eficaz para fortalecer los procesos de formación en la carrera de producción. ¿Estarán los estudiantes en capacidad de esto?

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JUSTIFICACION En muchas oportunidades los estudiantes de la corporación internacional del petróleo se han encontrado con algunos problemas en acceder a información detallada de algún tema de importancia y que es objeto de estudio de su semestre académico, por esta razón se ha creado este proyecto para argumentar y crear fundamentos para una mejor metodología de enseñanza-aprendizaje de un tema de producción como lo es la medición estática en tanques de almacenamiento de hidrocarburos.

Por generaciones el mundo se ha movido gracias a la energía liberada de los combustibles líquidos, hoy más que nunca y como consecuencia al agotamiento de las reservas y los altos precios a los que estos han llegado en el mercado, se hace imprescindible un estricto control en la medición y la determinación de las cantidades volumétricas en los procesos de fiscalización y custodia.

Por esta razón se ha estructurado este proyecto de una forma conceptualizado para proveer a los estudiantes de información básica, actualizada y técnica referente al conocimiento y aprendizaje de los procedimientos de medición manual de tanques de almacenamiento, medición de temperatura, muestreo de crudo, y de las herramientas necesarias para evaluar el desempeño de los sistemas de medición mediante la aplicación de inspecciones metrológicas.

Así de esta manera se logra que los estudiantes identifiquen oportunidades para la implementación o el mejoramiento de sus conocimientos en el programa de producción petrolera, al igual que su aplicaciones adecuadas en la medición y la utilización de equipos confiables debidamente certificados para garantizar la calidad de las mediciones en la búsqueda de un equilibrio razonable entre costo y riesgo.

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OBJETIVOS Objetivo General Diseñar, plasmar e implementar una herramienta virtual portable de información conceptualizada relacionada con el proceso de medición estática y control de hidrocarburos, para fortalecer la captación de conceptos, dirigida a actualizar conocimientos y mejorar la comprensión del aprendizaje a los estudiantes de producción.

Específicos  Conocer y entender el procedimiento de la medición estática que se realiza en tanques de almacenamiento de hidrocarburos en las operaciones de fiscalización y custodia.  Comprender el funcionamiento y la importancia de cada una de las herramientas que son utilizadas en esta operación de medición.  Saber y establecer todos los parámetros de seguridad que se llevan a cabo en las operaciones de medición estática.  Implementar los conceptos generados para promocionar y fortalecer los procesos de formación académica en los estudiantes de producción.

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ALCANCES Y LIMITACIONES Este proyecto radicará en facilitar información a los estudiantes de la corporación internacional del petróleo acerca de la medición estática, que se ha utilizado a lo largo de la historia en la industria del petróleo, sobre la importancia de conocer algunos detalles nuevos de esta operación para posteriormente trabajar en el área de almacenamiento, fiscalización y transporte de crudos. Además, presentar una herramienta de enseñanza-aprendizaje que se basará en la aplicación de algunos detalles conceptuales para un mejor conocimiento.

Finalmente este proyecto trata de garantizar que con ayuda de toda la información aquí contenida, sea una gran herramienta conceptual para que el estudiante de producción comprenda, argumente y aclare todas sus incógnitas respecto a este tema que es de suma importancia en la industria petrolera.  Falta de tiempo para desarrollar el proyecto.  Limitantes económicas, ya que los desarrolladores de esta propuesta son estudiantes y no cuentan con una fuente estable de ingresos monetarios.+  Disponibilidad de información, puede ser un tema común sin embargo se encuentra relativamente poca información, su mayor limitante radica en que la gran mayoría de información se encuentra en inglés.

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METODOLOGIA En estas generalidades de Medición de Hidrocarburos, se dan una serie de lineamientos, procedimientos y sugerencias que contribuyen a lograr realizar un mejor procedimiento en la medición de producción,

refinerías,

estaciones

y

la cantidad y calidad en campos de terminales

terrestres

que

manejen

hidrocarburos (crudo).

La metodología a seguir para el desarrollo de los objetivos consiste fundamentalmente en lo siguiente:

Investigación: Esta etapa se desarrolla con finalidad de reunir toda la información referente a los requerimientos del proyecto, las actividades se realizarán de la siguiente manera:  Analizar los antecedentes y perfiles

de la información recopilada con el

propósito de determinar los puntos óptimos y de mayor interés para ser estudiados.  Estudiar los diferentes tipos de medición actualmente usados por la industria.  Estudiar los estándares de tecnologías usadas para este proceso en la fiscalización y transmisión de datos.  Estudiar las características

de la medición estática en tanques de

almacenamiento de hidrocarburos para la transmisión de datos y los inconvenientes básicos de operación y los posibles efectos ambientales.

Diseño: En esta fase del proyecto se realizarán todos los cálculos y estudios necesarios para desarrollar las generalidades de la medición estática.

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 Desarrollar el proyecto de grado, tomando como base, la etapa de investigación, realizada previamente.  Determinar las causas de posibles problemas que se pueden encontrar para que no se conviertan en un obstáculo para el desarrollo del mismo.  Determinar la frecuencia, ganancia y posibles pérdidas para esta operación.  Diseñar el plan para desarrollar el proyecto con los temas que previamente fueron seleccionados.  Analizar los parámetros de cada uno de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos que existen y que se pueda hacer esta operación de medición estática.

Realización

del

proyecto:

El

producto

final

será

unas

generalidades

conceptuales sobre la medición estática en tanques de almacenamiento de hidrocarburos

con el interés de digitalizarlas para una mejor sustentación al

momento de socializarla en la comunidad COINSPETROL.  Elaboración del proyecto.  Sustentación.

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MARCO TEORICO La Medición Estática es un proceso que requiere de una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:  El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de quietud y/o reposo total (Estático).  La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el certificado de Verificación (cinta de trabajo) y de calibración (cinta patrón) vigente.  Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes.  Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un termómetro con

certificado de verificación y calibración vigente.  Para la determinación de las especificaciones de calidad del producto Hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea de Hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento.  Para

la determinación del

contenido volumétrico del Hidrocarburo

se debe

seguir el procedimiento de liquidación de Medición Estática.

Cinta de Medición: La Cinta de medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos (Hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura se determina un Volumen Total Observado contenido en el tanque. La cinta de medición tiene las siguientes características:

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 Generalmente está hecha en acero inoxidable, o en una aleación de Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material del tanque y resistente a líquidos corrosivos.  Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido. La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y milímetros.  Un carrete donde se pueda en rollar o desenrollar la cinta. Gancho de soporte y fijación para la plomada.  Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión (generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y máximo de 2 3/8 de libra.  Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática. El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.  En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque. No deben usarse cintas con la escala numérica no visible o totalmente borrada como resultado del desgaste y la corrosión.  El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de verificación y/o calibración de la cinta. Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

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Figura 1. Cinta de medición a Fondo

Figura 2. Cinta de medición a Vacío.

Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero” en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 1).

Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “Cero” de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 2).

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Tipos de Medida Usando la Cinta de Medición Medida al vacío: Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta. (Ver Figura 3).

Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación.

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Medida a fondo: Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa. En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interface. (Ver Figura 4)

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Objetivo de la medición El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después de completada la operación de llenado y/o vaciado.

El nivel de agua libre almacenada en los tanques debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

Todas las cintas de medición que sean usadas deben poseer certificado de calibración vigente con vigencia máxima de un año, realizando verificaciones mensuales del estado físico - mecánico de las cintas y dejando los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS, con el fin de que este dentro del máximo permitido para efectuar su cambio.

Liquidación de Tanques Atmosféricos Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, tomando las mediciones manuales de nivel de producto, nivel de agua libre, temperatura y muestra del producto la cual permite determinar la Gravedad API y el porcentaje de Agua y sedimento (%BSW), procediendo con esta información a obtener el Volumen Neto.

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Tanques de Almacenamiento Los tanques de almacenamiento de hidrocarburos son recipientes generalmente hechos en acero los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso. Los Tanques se dividen así:

Por su forma:  Cilíndrico vertical con techo cónico,  Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.  Cilíndrico vertical con techo flotante.  Cilíndrico vertical con membrana flotante.  Cilíndrico horizontal a presión. Esféricos.

Por el producto almacenado:  Para Crudos.  Para Derivados o Refinados.  Para GLP.  Para Residuos

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Figura 5. Tipos de tanques de almacenamiento de Hidrocarburos.

Tanques cilíndricos verticales con techo cónico: Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de respiraderos y/o válvulas de presión y vacío.

Generalmente posee líneas de espuma contraincendios, y el techo está sostenido por un soporte que o bien llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

Tanques cilíndricos con fondo y tapa cóncavos: Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente.

Tanques cilíndricos con techo flotante: Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases. Los techos flotantes son en la actualidad los

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más eficaces para el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación, Sin embargo tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de presión de operación.

Tanques cilíndricos con membrana flotante: Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto.

Tanques esféricos: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI.

Tanque cilíndrico vertical con techo geodésico: La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las pérdidas por evaporación.

Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque. Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la capacidad del tanque.

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días.

Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

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TANQUES Y FISCALIZACION TANQUES DE ALMACENAMIENTO Es un depósito o Bodega utilizado para almacenar líquidos y gases Sirven para proteger el producto de las contaminaciones y disminuyen las perdidas.

CLASIFICACION DE LOS TANQUES POR SU FORMA 

Cilíndrico con techo cónico



Cilíndrico con fondo y tapa cóncava



Cilíndrico con techo flotante



Cilíndrico con membrana flotante



Esféricos

POR EL PRODUCTO ALMACENADO 

Para Crudos



Para Derivados o Refinados



Para Residuos

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1

USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO:

Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de respiraderos y/o válvulas

de

presión

y

vacío.

Generalmente

posee

líneas

de

espuma

contraincendios, y el techo está sostenido por un soporte que o bien llegan al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS:

Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente

1

Fig. 1: clasificación de los tanques según su forma

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TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases. Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación, Sin embargo tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de presión de operación.

TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto

TANQUES ESFERICOS: Se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI

TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO: La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.

Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la capacidad del tanque.

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USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días.

Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES  Se construyen de planchas de Acero  Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios para obtener las tablas de aforo  Deben tener una escotilla de Medición  Deben tener sistemas de Venteos  Deben tener líneas de entrada y salida del producto  Deben tener líneas de Drenajes  Deben tener agitadores dependiendo del producto que se va almacenar

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MEDICION ESTATICA La medición estática es aquella en la cual la cuantificación de las cantidades se realiza midiendo el nivel de líquido contenido en los tanques de almacenamiento mediante medición manual con cinta, y sin necesidad del uso de dispositivos medidores de líquidos.

La medida del nivel de líquido puede también obtenerse con medición automática, mediante sistemas Zab u otros, en la que se tiene un conocimiento casi instantáneo del nivel de líquido.

ALCANCE

Describe los procedimientos estándares para medición de petróleo líquido y sus derivados en diferentes tipos de tanques, contenedores y recipientes de transporte.

Presenta además las técnicas y procedimientos estandarizados para los procesos de medición estática, sus rutinas de campo y cálculo, el origen y uso de los factores de corrección aplicables.

Presenta la interpretación y uso correcto de las tablas de aforo, para cualquier tipo de tanques.

MEDICION ESTATICA MANUAL Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios 

Medición a Vacío: Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido.

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

Medición a Fondo: Determina directamente la altura del líquido

EQUIPO DE MEDICION 

Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “cero “de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular.



Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminando en un cono.

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MEDICIÓN DINAMICA Determina la cantidad de flujo que circula a través de un elemento primario de medición.

Existen dos tipos medidores, los cuales dependen del tipo de caudal que se tenga, estos son los medidores volumétricos y másicos.

MEDIDORES VOLUMETRICOS  Determina directamente el volumen.  Por desplazamiento ó por deducción (presión diferencial, área variable, velocidad).  Los medidores que determina volumen por deducción utilizan elementos específicos, Tales como orificios, tubo venturí, etc.), con el fin de crear la diferencia de presión (dP).

MEDIDORES MÁSICOS  Pueden utilizar la medición volumétrica, compensándola por las variaciones de Densidad del fluido.  Miden directamente el caudal de masa, aprovechando las características medibles de la masa del fluido.

RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA  Entrega altos volúmenes, ya sé que se midan en forma volumétrica ó másica.  Control de calidad.  Control de inventarios.  Balance de materia.

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 Transferencia de productos en custodia.  Seguridad, por tener mínimo almacenamiento.

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ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN DINAMICA  Como se mencionó puede ser volumétrica ó másica.  Exactitud, no hay incidencia del error humano que se puede producir con la medición estática.  Son importantes las consideraciones para la selección del medidor, tales como tipo de fluido, condiciones de proceso y condiciones de instalación.  En algunos casos se utilizan sistemas automáticos de muestreo, con los cuales se obtiene una mezcla más homogénea y representativa, para los análisis de laboratorio necesarios.  Algunos medidores tienen incorporados computadores de flujo, que realizan todas las correcciones directamente.  Rutina de calibración del medidor.

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La medición de Tanques en este capítulo se determinará a partir de los siguientes tipos de medición:  Medición De Tanques Atmosféricos  Medición De Tanques Presurizados

Tanques De Almacenamiento

Los tanques de almacenamiento de Hidrocarburos son recipientes hechos en acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso.

Los Tanques Se Dividen Así:

Por Su Forma:  Cilíndrico vertical con techo cónico.  Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.  Cilíndrico vertical con techo flotante.  Cilíndrico vertical con membrana flotante.  Cilíndrico horizontal a presión.  Esféricos.

Por El Producto Almacenado:  Para Crudos.

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 Para Derivados o Refinados.  Para GLP.  Para Residuos

Tanques Cilíndricos Vertical Con Techo Cónico

Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de respiraderos y/o válvulas

de

presión

y

vacío.

Generalmente

posee

líneas

de

espuma

contraincendios, y el techo está sostenido por un soporte que o bien llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

Tanques Cilíndricos Con Fondo Y Tapa Cóncavos

Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente.

Tanques Cilíndricos Con Techo Flotante

Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases. Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación, Sin embargo tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de presión de operación.

Tanques Cilindricos Con Membrana Flotante

Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se

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coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto.

Tanques Esféricos

Se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI.

Tanque Cilíndrico Vertical Con Techo Geodésico

La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.

Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la capacidad del tanque.

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días.

Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo.

Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

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IDENTIFICACIÓN DE TANQUES La norma sobre código de colores y señales industriales que debemos seguir es la ECPDRI-N-04. A continuación se presentan algunos apartes:

Color  El color de los tanques podrá ser variado cuando por razones de seguridad nacional o paisajismo, se requiera. En estos casos se deberá tener en cuenta que para productos livianos y medios los colores tendrán que ser ¨claros¨ y para productos pesados ¨oscuros¨.  En los tanques de color ¨claro¨, si fuese el caso, se podrá pintar una franja horizontal – mediante la aplicación de una capa adicional de pintura de color negro RAL 9004 -en el primer anillo, a partir del piso, para protección en caso de goteo o escape en los sitios de descargue. Adicionalmente si fuese el caso, se podrá pintar una franja vertical – mediante la aplicación de una capa adicional de pintura de color negro RAL 9004 -en el sector de la boquilla de medición, para la protección en caso de derrame.  También queda a criterio de ECOPETROL S.A. la utilización del logotipo de la Empresa (de acuerdo con lo establecido en el Manual de Imagen Corporativa) y la bandera de la REPUBLICA DE COLOMBIA.  Los tanques deben llevar el diamante de seguridad de acuerdo a los parámetros de la NFPA-704 y el nombre del producto almacenado.

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Número De Identificación  Ubicado en el anillo superior del tanque, centrado con respecto al logotipo, cuando éste se utilice.  El número de identificación se hará en letra tipo helvética médium, con la letra ¨K¨, un guión y el respectivo número. Por ejemplo K – 936.  En los tanques de color claro, el número deberá estar en color negro RAL 9004. En los tanques de color oscuro, el número deberá estar en color Blanco señalamiento RAL 9003.  Las dimensiones para el número de identificación, serán las siguientes:

Altura 0.5 m (20¨) Ancho 0.25 m (10¨) Espesor 0.075 m (3¨) Distancia entre letras o números 0.125m (5¨)

Colores Para Tanques  Producto RAL Básico RAL franja  Ácido sulfúrico 3001 Rojo señalamiento  Agua contra incendio 6016 Verde turco 3001 Rojo señalamiento  Agua de condensado 5012 Azul Claro -----------Agua de proceso 5012 Azul Claro -----------Agua fenólica 2010 Naranja señalamiento 8016 Marrón caoba  Agua potable 6016 Verde turco -----------Fenol 2010 Naranja señalamiento 8016 Marrón caoba Gasóleo Aislados o blanco señalamiento RAL 9003  Productos calientes Aislado con lámina de aluminio 39

 Productos livianos (T°chispa < 130°F) Blanco señalamiento RAL 9003  Productos pesados (T°chispa> 130°F) Negro señalamiento RAL 9004  Productos petroquímicos 9006 Gris aluminio -----------Soda 8016 Marrón caoba 3001 Rojo señalamiento  Sulfito de sodio 2010 Naranja señalamiento -----------

Características Más Importantes De Los Tanques  Generalmente se construyen de láminas (planchas) de acero.  Para tanques en transferencia de custodia, debe hacérseles verificaciones cada cinco años para el diámetro, el fondo, el espesor de láminas y la inclinación del tanque. Si algunos de estos parámetros cambiara, de modo que excediera los criterios predeterminados en (Ver tablas A1, A2, A3 y A4 de al Anexo A del API MPMS capítulo 2 sección 2). la variación del volumen, debe considerarse un reaforo Total.  Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las tablas de Aforo, la Calibración de los tanques se debe realizar cada 15 años (Capítulo 1 MMH).  Deben tener una escotilla de medición.  Deben tener sistemas de Venteos.  Deben tener líneas de entrada y salida del producto.  Deben tener líneas de drenaje.

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 Deben Tener Agitadores Dependiendo De La Mezcla De Producto Que Se Va A Almacenar.

Observaciones De Seguridad En Los Tanques  En los tanques de techo flotante se debe tener precaución de abrir el desagüe del techo en caso de lluvia, para evitar que el peso del agua hunda el techo.  Para eliminar los riesgos por acumulación de electricidad estática, debe mantenerse siempre contacto directo con las escaleras, al subir o bajar del tanque y antes de abrir la escotilla de medición, para crear así un polo a tierra.  “NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.  Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la boquilla de medición esté abierta.  La plomada de las cintas de medición deben ser de un material que no produzca generación de chispas. (Bronce).  No se debe dejar las cintas de medición en los techos de los tanques. Estas deben llevarse a su lugar de origen, lavarse en ACPM o Queroseno y luego colgarse del mango en el portacintas.  Los trapos, botellas y otros objetos usados durante el procedimiento de medición deben bajarse de los techos y depositarse en lugar seguro.

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MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS Cinta de Medición La Cinta de medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos (Hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura se determina un Volumen Total Observado contenido en el tanque.

La Cinta De Medición Tiene Las Siguientes Características  Generalmente está hecha en acero inoxidable, o en una aleación de Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material del tanque y resistente a líquidos corrosivos.  Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.  La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y milímetros  Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.  Gancho de soporte y fijación para la plomada.  Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión (generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y máximo de 2 3/8 de libra.

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 Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.  El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.  En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque.  No deben usarse cintas con la escala numérica no visible o totalmente borrada como resultado del desgaste y la corrosión.  El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de verificación y/o calibración de la cinta.  Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

Cinta para Medición a Fondo Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo a tierra

Cinta para Medición a Vacío Esta tiene el “Cero “de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada.

La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y

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para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra

Tipos de Medida usando la Cinta de Medición MEDIDA A FONDO

Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa.

En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interfase.

MEDIDA AL VACIO

Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta.

Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación.

El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después de completada la operación de llenado y/o vaciado. .

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El nivel de agua libre almacenada en los tanques debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

Todas las cintas de medición que sean usadas deben poseer certificado de calibración vigente con vigencia máxima de un año, realizando verificaciones mensuales del estado físico -mecánico de las cintas y dejando los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS Capitulo 3 Sección 1, con el fin de que este dentro del máximo permitido para efectuar su cambio.

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DESARROLLO Medición De Nivel De Producto En Tanques Atmosféricos Los métodos de medición de tanques estacionarios son: Medición a vacío y medición a fondo, los procedimientos se describen a continuación:

Medición A Vacío Con Cinta De Medición A Vacío (Outage Gaging) Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque

Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamente determinado, así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas a vacío solo son confiables si existe un programa de verificación frecuente de la altura de referencia; por ser esta última, un dato fundamental en la operación matemática.

El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es el siguiente:  Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando telemetría en los tanques que utilizan dicho sistema, para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta).  Leer y registrar la altura de referencia, tomándola, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo. .

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 Conectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o a la escotilla de medición.  Abrir la escotilla de medición, esperando unos segundos para que los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.  Determinar matemáticamente la longitud de cinta a introducir en el tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada (aproximadamente 7 cm).  Bajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto con la boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada.  Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.  Extraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada.  Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. o Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm. o Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres. o En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido y realizar nuevamente la medición.  Por último se procede a calcular la altura del producto en la siguiente forma:

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Altura del líquido = Altura de referencia (BM) – Lectura cinta – punto de corte indicado en la plomada

Medición del Nivel de Agua Libre De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado para determinar el nivel de agua libre utilizando una Cinta para Medición a fondo.

Medición a Fondo con cinta de medición a fondo

Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo del tanque hasta que corte la superficie del líquido en la cinta

El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición a fondo es el siguiente:  Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.  Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la escala.  Hacer la conexión a tierra de la cinta, abrir la escotilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición.  Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca el corte en la cinta.

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 La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos (Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).  Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/-3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del líquido en la cinta.  Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido. Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. o Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm. o Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio aritmético de las tres. o En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.

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MEDICIÓN DEL NIVEL DE PRODUCTO Y AGUA Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:  El nivel de producto en tanques de almacenamiento atmosféricos, debe realizarse empleando el método de medición a vacío con una cinta de medición a vacío o medición a fondo con cinta de medición a fondo.  El nivel de agua libre almacenada en los tanques de almacenamiento atmosféricos debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.  Todo equipo utilizado para medición manual debe estar calibrado y en buenas condiciones. Los líquidos oscuros como petróleo y Combustóleos pesados se destacan mejor en una cinta clara o revestida de cromo, en líquidos claros como querosén, combustibles de aviación, combustibles ligeros, solventes y químicos es mejor una cinta negra.  Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas.  En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones.

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 Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua que este en el techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.  No es recomendable realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta.  Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.  Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta que el tiempo de reposo mínimo requerido por un tanque que almacena productos refinados es de 30 minutos, mientras que el tiempo mínimo requerido por un tanque que almacena crudo es de 60 minutos.  Los productos refinados de color claro deben medirse con una cinta cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para poder establecer con claridad el corte en la plomada y determinar con exactitud la cantidad de producto en el tanque  La persona que toma medidas en los tanques, está en la obligación de informar a su supervisor sobre la pérdida de cualquier objeto en el interior del tanque.  Es recomendable e importante mantener drenados los tanques, de tal forma, que la cantidad de agua libre siempre sea mínima (máximo 5 cm. de agua).  Para drenar un tanque, se debe abrir la válvula de drenaje lentamente con el fin de evitar la creación de un vórtice o remolino dentro del tanque que cause que el producto almacenado se mezcle con el agua.

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 Para el drenaje de un tanque es recomendable utilizar el tubo que ha sido especialmente instalado para desagüe, el cual en la parte inferior del tanque tiene un codo y niple conectados que llegan a un pozo recolector de aguas en el fondo, que permite el drenaje casi total del agua. Si el tanque no tiene este diseño, es conveniente repararlo para su instalación tal como indican las normas API.

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MEDICIÓN DE TEMPERATURA Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros electrónicos digitales (PET), con una incertidumbre baja y/o termómetros de mercurio de vidrio (Con incertidumbre mayor al electrónico).

Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación del volumen se recomienda usar PET's, buscando con ello obtener una incertidumbre combinada en la operación, dentro del rango tolerable, más detalles ver el Capítulo 7 “Medición de Temperatura” del MMH y el Capítulo 25 “Guia para el cálculo de la Incertidumbre” del MMH.

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MEDICIÓN DE ESPECIFICACIONES DE CALIDAD  Para la toma de muestras, se debe garantizar una muestra representativa y homogénea, ver detalles en el Capítulo 8 “Muestreo de Productos” del MMH.  Para la determinación del API se debe usar la norma ASTM D-1298 por el método del hidrómetro.  Para la determinación del contenido de agua se debe usar la norma ASTM D4377 (Método de Karl Fisher).  Para la determinación de contenido de Sedimentos se debe usar la norma ASTM D-473 (Método de Extracción). Como respaldo y para control de inventarios para transferencia de custodia y/o fiscalización se pueden usar el siguiente método:  ASTM D-4006 Determinación del contenido de agua por destilación.

Sólo para el control de calidad del proceso de deshidratación de crudos, se pueden utilizar los siguientes métodos:

ASTM D-287 (Termohidrómetro) determinación de la gravedad API.

ASTM D-4007 (Centrífuga) Determinación del contenido de agua y sedimento.

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MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA) Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido., estos dispositivos son recomendados para control de inventarios para niveles de precisión de más o menos tres ( 3 ) milímetros.

Existen los siguientes métodos de medición diferentes a la medición manual con cinta:

Medición De Nivel Con Flotador Utilizado como referencia para la medición manual con cinta, este sistema consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido y conectado al exterior del tanque indicando directamente el nivel sobre una escala graduada.

Es el modelo más antiguo y el más utilizado en tanques de gran capacidad tales como los de petróleo y gasolina. Tiene el inconveniente de que las partes móviles están expuestas al fluido y pueden romperse, además el flotador debe mantenerse limpio.

Hay que señalar que en estos instrumentos, el flotador puede tener formas muy variadas y estar formado por materiales muy diversos según el tipo de fluido.

Los instrumentos de flotación tienen una precisión del 0,5%, son adecuados para tanques abiertos o cerrados a presión o vacío, y son independientes del peso específico del líquido.

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Por otro lado, el flotador puede agarrotarse en el tubo guía por un eventual depósito de los sólidos o cristales que el líquido pueda contener y además los tubos guía muy largos pueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del líquido o ante la caída violenta del líquido en el tanque

Medición De Nivel Con Desplazador (Servo) Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición manual del nivel de productos con cinta, para transferencia de custodia y fiscalización.

Funciona en base a un “desplazador” colgado de un tambor enrollador servooperado, el cual está vinculado a la balanza. Permite la medición del nivel de interfase de agua sin requerir elementos opcionales

Mediante posición de referencia superior queda automáticamente calibrada sin abrir el instrumento. Test remoto de verificación de calibración y de repetibilidad, display, LCD con indicación local, apto para tanques elevados, subterráneos y presurizados.

Medición con Radar Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición manual de nivel de productos con cinta para transferencia de custodia y fiscalización.

Pulsos cortos de energía electromagnética son transmitidos a través de la antena contra la superficie del líquido a medir y éstos son reflejados en forma de eco. El tiempo de tránsito de la señal de radar reflejada es medida con gran exactitud usando las técnicas de procesamiento de eco, y el nivel del líquido es expresado en milímetros

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Medición Con Hibrido (Con Servo O Radar Y Medidor De Presión ) Utilizado para el control de inventarios (Servo) y para el control de Densidad del Producto (Hidrostático).

Estos dispositivos en la práctica son combinados de la siguiente forma:  El Servo es usado para determinar el nivel de los líquidos dentro del tanque y a partir del transmisor indicador de presión se deduce la densidad del fluido contenido en el tanque

Medición Con Dispositivo Ultrasónico Utilizado para el control de inventarios y como respaldo a la medición manual de nivel de producto con cinta para transferencia de custodia y fiscalización.

El medidor de nivel Ultrasónico se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque.

Los sensores trabajan en bandas de frecuencia del ultrasonido, estas ondas atraviesan con cierto amortiguamiento o reflexión el medio amiente de gases o vapores reflejándose en la superficie del líquido

La precisión de estos instrumentos es ± 1 a 3 %, son muy sensibles a la densidad del fluido sobre todo en aquellos que dan espuma, dando un alto grado de error.

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Medición De Nivel Con Elementos Magnetostrictivos Utilizados para el control de inventarios y como respaldo de la medición manual de nivel de producto y agua libre para transferencia de custodia y fiscalización de Hidrocarburos.

La sonda magnetostrictiva de nivel es un dispositivo que registra los niveles de interfase que contiene un tanque de almacenamiento de hidrocarburo, esta sonda tiene unos puntos de aforo que están definidos en un programa.

En la medición con telemetría es importante tener en cuenta los siguientes aspectos:  Se debe realizar verificaciones mensuales de los niveles reportados por telemetría y los reportados por la medición manual con cinta. Es una buena práctica que cada vez que se realice la medición manual del tanque se registre en una planilla los datos de la medida con cinta, la señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin determinar las diferencias en todos los niveles. Esta planilla de registro será una herramienta muy importante para que el técnico o ingeniero realice los correspondientes ajustes y calibraciones

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LIQUIDACIÓN DE TANQUES ATMOSFÉRICOS Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, tomando las mediciones manuales de nivel de producto, nivel de agua libre, temperatura y muestra del producto la cual permite determinar la Gravedad API y el porcentaje de Agua y sedimento (%BSW), procediendo con esta información a obtener el Volumen Neto. (Ver Figura 15; para mayor información sobre liquidación de volúmenes puede remitirse al ECP-VSM-M001-012 “Calculo de cantidades del petróleo).

El procedimiento es el siguiente:

1. Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre.

2. Realice la lectura de la Temperatura.

3. Obtenga el volumen Total de Crudo (TOV) con la tabla de aforo.

4. Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo (FW).

5. Obtenga los factores de corrección por temperatura de la lámina (CTSh), luego el factor de corrección por efecto de la temperatura (CTL) y el Factor de corrección por efecto del techo FRA (En el caso de techo flotante).

a. Para el cálculo del CTSh se puede obtener directamente a través de la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o por la fórmula:

CTSh = 1 + 12.4E-06*TS+4.0E-09* 2TS

TS = ((7*TL)+Ta)/8 TL = Temperatura de la liquido TS = (TS-60) °F

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CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales

b. El Factor de corrección CTL se puede obtener por formula, con la siguiente ecuación:

CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)]

Para crudo: K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens. H2O a 60°F)2 Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens. H2O a 60°F)2 Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua

@ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2 Para Gasolina: K= (192.4571+(0.2438/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF) ^2

c. La corrección por techo se hace de la siguiente forma:

Disponer del API a 60°F y la Temperatura del tanque °F Obtener de la tabla 5A el API Observado Calcular el ajuste de la siguiente manera: Corrección por techo = (API referencia – API observado) * bbl/°API

Bbl/°API = constante de corrección por unidad de volumen suministrada en la tabla de aforo del tanque

6. Obtenga la calidad del crudo con la muestra analizada en el laboratorío.

7. Liquide el tanque para hallar: GOV=TOV-FW 8. Halle el Volumen Bruto Observado= (GOV*CTSh ± FRA)

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9. Halle el Volumen Bruto Estándar= (GOV*CTSh ± FRA)*CTL 10. Halle el Factor de Corrección por agua y sedimento CSW = (1-% BSW/100) 11. Halle finalmente el Volumen estándar Neto NSV= GSV*CSW

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VERIFICACIONES MENSUALES Durante los procesos operativos mensuales, se debe comparar las mediciones por telemetría y las hechas con cinta en el tanque destinado para control de inventarios en cada uno de los niveles alto, medio y bajo donde aplique de acuerdo con las condiciones operacionales (El tanque haya registrado movimientos volumétricos en todos sus niveles), de la siguiente forma:  En cada nivel, se deben tomar cinco (5) medidas que se mantengan dentro de una diferencia máxima de 3 milímetros.  La diferencia en cada nivel se obtiene al restar los promedios de telemetría y la medición con cinta.  El promedio total ajustable se obtiene del promedio de la diferencia de los niveles alto, medio y bajo del tanque al cabo de un año de seguimiento (12 verificaciones evaluadas estadísticamente)  Si se observa que no hay variaciones significativas se sugiere manejar cuatro verificaciones al año.

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MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES PRESURIZADOS La medición estática en tanques presurizados es un proceso que requiere una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:

1. El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones de quietud y/o reposo total (Estático).

2. El Rotogauge o barra deslizante debe encontrarse en buen estado y contar con certificado de calibración.

3. Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con tablas de aforo vigentes (ver capítulo 2 del MMH).

4. Para la determinación de la temperatura se debe utilizar un termómetro de carátula y/o RTD tanto en la fase líquida como en la fase vapor.

5. Para las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo se debe tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento (Ver capítulo 8 del MMH), utilizando el termodensímetro a presión

6. Para la determinación del contenido Volumétrico de hidrocarburo se debe seguir el procedimiento de liquidación de Medición estática detallado en el Capítulo 14 Sección 8 del API MPMS.

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Debido a la presi贸n interna de los tanques y sus productos almacenados, los tanques presurizados tienen un alto grado de condiciones de seguridad en su medici贸n. Los aspectos m谩s relevantes en este tipo de medici贸n son:

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TECNOLOGÍAS DE MEDICIÓN Para control de inventarios y/o transferencia de custodía las tecnologías recomendadas son  Rotogauge  Barra deslizante.

Para el Control Operativo  Magnetel  Magnetrón

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ASPECTOS A TENER EN CUENTA EN MEDICIÓN EN TANQUES PRESURIZADOS

Error de Medición con Rotogauge  El rotogauge indica porcentajes de capacidad en galones de agua, pero por lo general ésta capacidad es la suministrada por el fabricante, pero un aforo real del tanque dará una ligera variación de ese volumen.  La distancia del tubo curvado hasta el fondo del tanque es del orden de ½ a 2 pulgadas en el momento de la instalación, de manera que un alargamiento u acortamiento de esa distancia se reflejará en una diferencia en la medición que se haga, la que puede ser mayor o menor según que el nivel este por encima o por debajo del 50% de llenado.  El tubo curvado puede sufrir deflexiones físicas, la que se incrementará en tanques de diámetros grandes  Hay mucha susceptibilidad de cometer errores de paralaje en la medición

Medición En Cisternas (Control De La Cantidad Despachada A Granel) Para la medición de Volúmenes despachados (Transferencia de Custodia) en Cisternas las mejores prácticas apuntan a realizarlos con medición dinámica y/o medición Estática por peso (Báscula Camionera), debido a que la medición Estática con Rotogauge obvia la corrección por temperatura y presión del Tanque Cisterna.

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Medición de Temperatura La temperatura en los tanques se mide con un termómetro de carátula y/o un transmisor de temperatura, instalados en el fondo y cima (tope) del tanque.

Medición De La Presión La presión se mide con un manómetro y/o un transmisor de presión, instalado en la cima (tope) del tanque.

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PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS  Disponer de la capacidad total del tanque galones y/o Barriles (100%), medir el nivel de líquido, la temperatura (ºF) tanto de la fase líquida como de la fase vapor y la presión (psi) de la fase vapor.  Determinar el volumen observado de la fase liquida.

Vol. liquido=Cap. Tanque * % nivel.  Determinar gravedad específica y corregir a 60ºF con la ASTM Tabla 23LPG.  Se determina el factor de corrección de volumen en la tabla ASTM Tabla 24LPG, tomando como valores de entrada la gravedad específica a 60ºF y la temperatura del líquido en el tanque.  Obtener volumen a 60 ºF Vol. Liq. A 60ºF =Vol. Liq * VCF  El volumen de la fase de vapor se determina por la diferencia entre el volumen total (100%) menos el volumen líquido natural.

Vol.Vapor = Vol tanque – Vol. Líquido  Obtener el volumen a 60 ºF equivalente a líquido. Use nuevamente la Tabla 24 LPG para corregir a la temperatura del vapor en el tanque convertido a líquido.

Vol eq. Liq= Vol. Vapor * F

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REGISTROS En los puntos de transferencia de custodia y fiscalización se debe tener registro de:  Verificación del estado de las cintas fondo / vacío.  Tablas de Aforo de los Tanques.  Verificación de comparación de medida manual vs. medida automática de nivel en tanques.  Medidas tomadas del nivel de producto y agua libre.  Liquidación del volumen a NSV.

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CALIBRACIÓN DE CINTAS Información General  Se debe efectuar una inspección visual de las cintas patrón antes de cada uso y que estén en buen estado.  Se debe realizar verificación a la cinta de campo y de los termómetros.  A todas las cintas de trabajo se les debe realizar una inspección visual antes de cada uso, o una vez al día (Lo que ocurra con menos frecuencia) para determinar que la numeración en la cinta y la plomada sea legible y esté libre de anillos, curvaturas o empalmes; dejando registro del estado en el que se encontró la cinta.  Se deben verificar una vez al mes las cintas de trabajo con la cinta patrón y Calibrar anualmente la cinta Patrón.

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PROCEDIMIENTO DE COMPARACIÓN DE UNA CINTA HORIZONTAL El equipo que se debe usar para el desarrollo de este procedimiento es:  Plataforma con sujetador para cinta y plomada.  Escuadra  Escala de acero (en milímetros) soportada en un tablero.  Dos tensiómetros.  Dos tensores roscados para permitir tensionamiento.  Enganche giratorio.

El método de comparación Horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento:  Ver que las cintas de trabajo y la Master deben estar libres de torceduras dobleces y uniones.  Confirmar el certificado y el número de serie de la cinta Master.  Comparar la plomada y la cinta como una unidad, es decir que la cinta de trabajo y la master van fijadas a sus respectivas plomadas.  Llevar a cabo chequeo de la cinta y la plomada, buscando detectar daños como: números repetidos o ilegibles, enroscaduras y plomadas desgastadas.  Al utilizar un tensiómetro se debe tener una exactitud dentro de +/-0.1 libras.  Las cintas se remueven completamente de sus carretes y se colocan sobre una superficie plana como un corredor, parqueadero, etc. La superficie de

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prueba debe estar completamente en el sol o completamente a la sombra y la cinta a calibrar debe ser hecha del mismo material de la Cinta Master y tener la misma sección transversal.  La cinta Master se coloca paralela a la cinta de trabajo, separada por una distancia constante de 1” a 11/4” a lo largo de su longitud total  Asegurar las dos plomadas de la cinta en la plataforma con el sujetador.  Asegurar la parte final de las cintas a sus respectivos tensiómetros y estos a su vez a los tensores roscados. Estos últimos se fijan a un soporte.  Mover la plataforma de tal manera que las cintas queden completamente extendidas.  Tensionar los tornillos tensores para aplicar 10 libras de presión que se observan en los dos tensiómetros. Igual tensión a ambas cintas es más importante que la cantidad de tensión aplicada.  Ajustar las cintas, la escala milimétrica y el tablero de tal manera que estén exactamente paralelas en el primer punto de prueba. Se registra el espacio entre las dos cintas para que el espacio en los otros puntos de prueba sea el mismo.  Verificar las presiones en los tensiómetros y se ajustan si es necesario antes de tomar las lecturas. No se debe mover o alterar las cintas o la escala milimétrica durante las operaciones.  Se deben tomar cuatro puntos de prueba para comparar cada cinta, verificando la longitud total más tres puntos adicionales a lo largo de ellas. Las cintas

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usadas para transferencia de custodia deben ser chequeadas dentro de los siguientes límites:

Longitud de la cinta Exactitud 8 Metros -25 Pies 0,8 mm -1/32” -0.0025 Pies -0.01 % 15 Metros -50 Pies 1.5 mm -1/16” -0.005 Pies -0.01% 20 Metros -66 Pies 2.0 mm -5/64” -0.0066 Pies -0.01% 23 Metros -75 Pies 2.3 mm -3/32” -0.0075 Pies -0.01% 30 Metros -100 Pies 3.0 mm -1/8” -0.01 Pies -0.01%  Centrar la lámina de la escuadra en la graduación de la cinta patrón y registrar donde intercepta sobre la escala milimétrica. Al centrar la cuchilla de la escuadra sobre la escala de la cinta de trabajo se debe registrar el punto donde intercepta en la escala milimétrica. Se debe registrar ambas lecturas lo más cercano a 0.5 mm. Estas lecturas son llamadas primera Prueba.  Liberar la tensión en ambas cintas y repetir la tensión a ambas cintas.  Mover la escala milimétrica por unos pocos milímetros en ambas direcciones y repita la rutina de medición, registrando estas lecturas como la segunda prueba.  Repetir la rutina de medición de nuevo y registre las lecturas como la tercera prueba.  Calcular la longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba usando la siguiente ecuación:

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L= S+K*[ ( .

B-.

A) /3] L= S+ (K/ 3)* ( .

B-.

A)

Donde:

L= Longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba.

S= Longitud certificada de la Cinta Patrón en el punto de prueba.

K= Factor de conversión, Unidades de la Cinta/ unidades de la escala; K= 0.00328084 ft/mm K/3= 0.0010936 (esto es para las tres lecturas).

Sumatoria de A= Suma de las lecturas de la escala para la cinta Patrón.

Sumatoria de B= Suma de las lecturas de la escala para la cinta de trabajo

Calcule y registre B-A para cada prueba. Entonces registre el rango R de Valores (él más alto al más bajo), por ejemplo: Longitud certificada de la Cinta Master (S) = 100.001 ft.

El rango de valores (B-A) representado por (R) en la ausencia de un error bruto sería normalmente diferente no más que 3 milímetros por una cinta de 30 metros (100 FT) ó 0,01%.

Cuando la cinta es aceptada marque en la Terminal de la cinta de trabajo el número de registro de calibración de la cinta Master. Registre los datos en el Libro de Calibración de Equipos, en las páginas marcadas “Calibración de la Cintas de medición”.

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BIBLIOGRAFIA  AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards. Washington-Estados Unidos de Norteamérica:

Capítulo

3.

MEDICIÓN

DE

TANQUES

(Tank

Gauging).

Procedimientos

estandarizados para medición de hidrocarburos líquidos en varias clases de tanques, contenedores y cargadores, secciones:

3.1A -Medición manual de petróleo y productos del petróleo.

MEDICION ESTATICA

3.1B -Normas prácticas para medición del nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios por medición automática del tanque.

3.2 -Medición de tanques -medición de petróleo y productos en carro-tanques.

3.3 -Nivel de medición de hidrocarburos líquidos en tanques presurizados de almacenaje estacionario por medición automática del tanque.

3.4 -Modelos prácticos para la medición del nivel de hidrocarburos líquidos en recipientes marítimos por medición automática.  GERENCIA REFINERIA CARTAGENA. instrucciones para Medición "Standard de trabajo general # I".GRC-PR04-1-001. Cartagena 1999.  GERENCIA COMPLEJO BARRANCABERMEJA. instructivo para Medición Manual de Tanques". PMR-41-1-504. Barrancabermeja 2003.

75

 VlCERESlDENClA DE TRANSPORTE. Manual de Medición VIT. Versión 1 .O.VIT-M-002-02 Bogota. 1999  DIRECCION DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión De La Normativa De Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01.. Versión 1.

Colombia, 2004  NORMA SOBRE CODIGO DE COLORES Y SE~ALESINDUSTRIALES ECPDRI-N-04 DIPLOMADO DE MEDICION DE HIDROCARBUROS, MEDICION ESTATICA, UIS, 2007.

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CIBERGRAFIA  http://es.scribd.com/doc/37971684/Norma-API-Medicion-estatica-de-tanquescapitulo-3.  http://es.scribd.com/doc/24020745/Tanques-de-Almacenamiento-deHidrocarburos.  http://materias.fi.uba.ar/6756/Tanques_de_almacenamiento_de_hidrocarburos _1C_07.pdf.  http:// es.scribd.com/doc/58149372/Fiscalizacion-Tanques-Almacenamiento

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