INSTRUCTIVO DEL PROCESO DE ALMACENAMIENTO Y FISCALIZACION DE CRUDOS
DIANA CATALINA CERON BEDOYA YENNY VIVIANA LEIVA RUBIO
CORPORACION INTERNACINAL DEL PETROLEO LTDA PRODUCCION DE POZOS PETROLEROSY FACILIDADES DE SUPERFICIE TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS
PETROLEROS
Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2010
INSTRUCTIVO DEL PROCESODE ALMACENAMIENTOY FISCALIZACION DE CRUDOS
DIANA CATALINA CERON BEDOYA YENNY VIVIANA LEIVA RUBIO
Trabajo De Grado Para Obtener El Título De: Técnico En Producción De Pozos Y Facilidades De Superficie
Directora De Investigación Y Proyecto De Grado: JOHANNA PAOLA SILVA RODRÍGUEZ
CORPORACION INTERNACINAL DEL PETROLEO LTDA PRODUCCION DE POZOS PETROLEROS Y FACILIDADES DESUPERFICIE TECNICO
EN PRODUCCION
DE
Y
DE SUPERFICIE
FACILIDADES
POZOS
VILLAVICENCIO 2010
PETROLEROS
NOTA DE ACEPTACION _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________
DIRECTOR DE PROYECTO _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________
VILLAVICENCIO-META 19 NOVIEMBRE DE 2010
DEDICATORIA
A NUESTROS PADRES Porque nos comprendieron al haber elegido nuestro camino. Porque con su ense帽anza, amor y confianza, fortalecieron nuestra vida. Porque siempre existieron palabras de apoyo, que nos ayudaron a seguir adelante. Porque con sus esfuerzos y sacrificios, logramos el triunfo que hoy les brindamos. Con admiraci贸n y respeto
AGRADECIMIENTO
Con la mayor gratitud por los esfuerzos realizados para que lográramos terminar nuestros estudios siendo para nosotras la mejor herencia.
A nuestros padres por el apoyo moral, su cariño y comprensión que desde siempre nos han brindado, por guiar nuestro camino y estar junto a nosotras en los momentos más difíciles.
Al ingeniero de petróleos Gustavo Ramírez por impulsarnos para que lleváramos a cabo este instructivo de almacenamiento y fiscalización de crudos.
Al ingeniero de petróleos William Caro por facilitarnos parte de la información recopilada en este instructivo.
Al administrador de empresas Luis Fernando Hernández por orientarnos durante el proceso de elaboración de nuestro proyecto.
Al ingeniero de petróleos Eduardo Motta por suministrarnos su conocimiento y experiencia en el área de almacenamiento a fiscalización de crudos.
A todas las personas que contribuyeron a este proyecto para que se pudiera llevar acabo. Admiración y respeto.
CONTENIDO Pág.
1. INTRODUCCION
11
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
12
3. JUSTIFICACION
13
4. OBJETIVOS
14
4.1 OBJETIVO GENERAL
14
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
14
5. ALCANCES Y LIMITACIONES
15
6. METODOLOGIA
16
7. INSTRUCTIVO DE ALMACENAMIENTO Y FISCALIZACION DE CRUDO 17 8. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
17
8.1. CLASIFICACION DE LOS TANQUES
18
8.1.1. USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA
19
8.1.1.1. TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO (LIQ.)19 8.1.1.2. TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS (GLP)
20
8.1.1.3. TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE (LIQ.)
21
8.1.1.4. TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE (LIQ.)
22
8.1.1.5. TANQUE ESFÉRICO A PRESIÓN (GLP)
23
8.1.1.6. TANQUE CILÍNDRICO HORIZONTAL A PRESIÓN (GLP)
24
8.1.1.7. TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO (LQ)25 8.1.2. USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO DE ALMACENADO 26 8.1.3. CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO
26
8.1.4. ASPECTOS GENERALES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO26 8.1.5. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO
27
8.1.6. CONCEPTOS BASICOS EN LA SEGURIDAD DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO
29
8.1.6.1. DIQUES 29 8.1.6.2. DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE TAQUES E INSTALACIONES
29
8.1.6.3. CONTROL DE INCENDIOS
30
8.1.7. TIPOS DE COLORES EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO SEGÚN SU PRODUCTO
31
9. MEDICIÓN DE TANQUES
33
10. MEDICION ESTATICA
33
10.1. OBJETIVO
34
10.2. ALCANCE
34
10.3. TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA
35
10.4. MEDICION ESTATICA MANUAL
35
10.5. EQUIPO DE MEDICION
36
10.6. CINTA DE MEDICION
36
10.7. TOMAMUESTRAS
37
10.7.1. TOMAMUESTRAS TIPO BEAKER
37
10.7.2. TOMAMUESTRAS DE ZONA
37
10.7.3. TOMAMUESTRAS DE FONDO
37
10.8. DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES
38
10.9. MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO
39
10.9.1. MEDICION MANUAL DEL NIVEL DE PRODUCTO
39
11. MEDICION AL VACIO
39
12. MEDICION A FONDO
41
13. DIFERENCIAS ENTRE LA MEDIDA A VACIO Y FONDO
43
14. MEDICION DE AGUA LIBRE
43
15. ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE
44
16. ERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICION
44
17. MEDICION DE TEMPERATURA
44
17.1. MEDICION CON PET
45
18. MUESTREO
46
18.1. TIPOS DE MUESTREO
46
18.1.1. MUESTREO AUTOMATICO
46
18.1.2. MUESTREO MANUAL
46
18.1.2.1. MUESTRA A TODOS LOS NIVELES (UNA VIA)
46
18.1.2.2. MUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)
47
18.1.3. MUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR
47
18.2. PRECAUCIONES DE MUESTREO
48
18.3. CONSIDERACIONES DE MUESTREO
48
18.4. MANEJO DE MUESTRAS
48
18.5. INFORMACION GENERAL
49
19. CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE TERMOMETROS PET
49
20. MEDICIÓN DINAMICA
51
20.1. PERFILES DEL FLUJO
52
20.2. MEDIDORES VOLUMETRICOS
52
20.3. MEDIDORES MÁSICOS
52
20.4. RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA
52
20.5. ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN DINAMICA
53
21. TIPOS DE MEDIDORES
53
21.1. PRINCIPALES MEDIDORES VOLUMÉTRICOS
53
21.1.1. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
54
21.1.2. MEDIDOR DE PISTÓN OSCILANTE
55
21.1.3. MEDIDORES DE PALETAS DESLIZANTES
56
21.1.4. MEDIDORES DE ENGRANAJES
57
21.1.4.1. MEDIDORES DE RUEDA OVAL
57
21.1.4.2. MEDIDORES HELICOIDALES
58
21.1.5. CARACTERÍSTICAS DE COMPORTAMIENTO DE LOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
58
21.2. MEDIDORES DE VELOCIDAD
58
21.2.1. MEDIDORES DE TURBINA
59
21.2.2. MEDIDOR ELECTROMAGNÉTICO
59
21.2.3. MEDIDORES ULTRASÓNICOS
61
21.2.4. MEDIDOR DE CORIOLIS
63
CONCLUSIONES
65
BIBLIOGRAFIA
66
CONTENIDO DE FIGURAS
Pág.
FIGURA 1. Partes de un tanque de almacenamiento
17
FIGURA 2. Tanque cilíndrico vertical con techo cónico
19
FIGURA 3. Tanque cilíndrico con fondo y tapa cóncavos
20
FIGURA 4. Tanque cilíndrico con techo flotante
21
FIGURA 5. Tanque cilíndrico con membrana flotante
22
FIGURA 6. Tanque esférico a presión
23
FIGURA 7. Tanque cilíndrico horizontal a presión
24
FIGURA 8. Tanque cilíndrico vertical con techo geodésico
25
FIGURA 9. Cintas de medición
36
FIGURA 10. Tomamuestras
37
FIGURA 11. Medición a vacío
41
FIGURA 12. Medición a fondo
42
FIGURA 13. Medición de agua libre
43
FIGURA 14. Medidores de temperatura
45
FIGURA 15. Etapas de funcionamiento de un medidor De pistón oscilante
55
FIGURA 16. Medidor de paletas deslizantes.
56
FIGURA 17.Etapas del medidor de rueda oval
57
FIGURA 18. Medidor de Rueda Oval
57
FIGURA 19. Medidor de engranajes helicoidales
58
FIGURA 20. Medidor de Turbina
60
FIGURA 21. Medidores ultrasónicos
61
FIGURA 22. Medidor de coriolis
63
GLOSARIO
API: La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también usada para comparar densidades.
BOBINAS: es un dispositivo de inducción electromagnética o inductor, que forma parte del encendido de un motor de combustión interna alternativo de ciclos, que cumple con la función de elevar el voltaje normal de a bordo (6, 12 o 24 V, según los casos) en un valor unas 1000 veces mayor con objeto de lograr el arco eléctrico o chispa en la bujía, para permitir la inflamación de la mezcla aire/combustible en la cámara de combustión dadas de fracciones extraídas del petróleo. CAUDAL: En dinámica de fluidos, caudal es la cantidad de fluido que pasa en una unidad de tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen que pasa por un área dada en la unidad de tiempo. Menos frecuentemente, se identifica con el flujo másico o masa que pasa por un área dada en la unidad de tiempo TELEMETRIA: Telemetría es una técnica automatizada de las comunicaciones con la ayuda de que las mediciones y recopilación de datos se realizan en lugares remotos y de transmisión para la vigilancia. Esta técnica utiliza comúnmente transmisión inalámbrica, aunque original de los sistemas de transmisión utilizados por cable. Los usos más importantes de telemetría incluir el clima de recopilación de datos, supervisión de plantas de generación de energía y hacer el seguimiento de tripulados y no tripulados vuelos espaciales.
1. INTRODUCCION
Dada la importancia del petróleo que hoy en día tiene para el país, es necesario que todas aquellas personas que tengan algún interés y relación con la industria petrolera, conozcan sobre los procesos de exploración, perforación, explotación, refinación, medición y transporte de hidrocarburos, aspectos ambientales, de política petrolera, entorno nacional e internacional del mercado petrolero.
De igual manera es de vital importancia que todo el personal que labora en una organización petrolera, bien sea en forma directa, como profesionales, operadores o contratistas, personal de mantenimiento, de apoyo logístico en la oficina o personal externo que tenga alguna relación con las actividades de servicios obtengan una visión global e integral de la industria de tal manera que esto contribuya a un mejor desempeño de sus roles que juegan y de esta forma las empresas petroleras logren una mayor eficacia en todas sus operaciones, actividades logísticas y de interrelación con los entes internos y externos.
El objetivo del Supervisor de la fiscalización, es conocer los volúmenes fiscalizados sujetos a regalías o retribución y transporte. Adicional a esto, los informes de campo de los Supervisores son de alta importancia para la toma de decisiones u otras medidas de carácter Técnico y de Gestión. Por lo anterior la unificación de conceptos y términos contenidos en este INSTRUCTIVO son de alta importancia, dado su uso cotidiano en las actividades de Supervisión.
Este INSTRUCTIVO no pretende cubrir todos los tópicos contenidos en él como definitivos, sino más bien como una base introductoria para el desarrollo de estos temas en la capacitación de los estudiantes de COINSPETROL.
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Dentro de las Facilidades de Producción en campos petroleros y en las áreas de recibo de crudos en las refinerías, un aspecto de gran importancia es el almacenamiento y fiscalización de crudo, previo análisis de la calidad de crudo entregado o recibido. Por ello es necesario que las personas encargadas de estas operaciones conozcan los principios y procedimientos operativos de la fiscalización de los crudos tratados para lograr que los procesos sean más eficientes.
Pensando precisamente en esto, se decide elaborar este instructivo, para que se convierta en ayuda para el docente que va a desarrollar este tema.
De esta manera los estudiantes de COINSPETROL podrán contar con una herramienta más que les permita acceder a información que les sirva de ayuda en el momento de realizar sus trabajos o de adquirir nuevos conocimientos
3. JUSTIFICACION
Teniendo en cuenta la importancia que tiene la fiscalizaciรณn en la industria del petrรณleo es vital contar con informaciรณn que les brinde a los estudiantes y docentes conocimientos mรกs detallados del anรกlisis de calidad que se realiza al momento de ser entregado o recibido un crudo.
De igual manera los estudiantes que ingresen al mundo laboral tendrรกn bases sรณlidas que les facilitarรกn su desarrollo a la hora de realizar dichas actividades proporcionando de esta manera ventajas que le ayuden a escalar en cuanto a conocimiento y reconocimiento en la industria del petrรณleo.
Ademรกs el realizar este instructivo permite aumentar conocimiento en el รกrea de almacenamiento y fiscalizaciรณn de crudos mejorando las capacidades de desempeรฑo laboral.
4. OBJETIVOS
4.1. Objetivo general Dar a conocer por medio de este instructivo todo el proceso realizado al momento de llevar a cabo la fiscalización de un crudo que se recibe y se envía de un campo hacia una nueva estación o refinación.
4.2. Específicos
•
Conocer el funcionamiento de los diferentes equipos que se utilizan en la fiscalización
•
Mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes de los estudiantes de producción, mediante la concientización sobre el manejo del almacenamiento y fiscalización de crudo.
•
Adquirir conocimientos sobre el concepto de fiscalización del crudo. Los equipos, elementos y las nuevas tecnologías utilizadas en la medición de este para su posterior venta.
•
Concientizar a los estudiantes de las normas de seguridad existentes para el mantenimiento de los tanques
5. ALCANCES Y LIMITACIONES
Al diseñar este instructivo sobre fiscalización de crudos se busca lograr que los estudiantes y docentes de COINSPETROL puedan contar con información que sirva de ayuda a la hora de elaborar sus trabajos o de enriquecer sus conocimientos.
Sin embargo se ve limitado ya que hoy día los estudiantes ven los libros como un método obsoleto de consulta, por ello prefieren acceder a páginas de internet que les puedan proporcionar esta información.
Pero al mismo tiempo esta se convierte en un punto a favor si COINSPETROL optara por diseñar un espacio donde los docentes envíen a los estudiantes a consultar los temas que serán vistos durante su formación para la industria del petróleo.
6. METODOLOGIA
En primera instancia se examinará la información encontrada en páginas de internet sobre el proceso de almacenamiento y fiscalización de crudos; Luego se procederá a elegir la información adecuada para iniciar el anteproyecto.
Seguido a esto se recopilarán una serie de fotos y tablas utilizadas en el proceso de fiscalización de tal forma que el instructivo convierta la cátedra en práctica y sobre todo dinámica y prometedora para los estudiantes de COINSPETROL
Con este instructivo se quiere dejar un legado a la próxima generación de alumnados aportándoles parte de nuestros conocimientos adquiridos durante nuestro proceso de formación académica en producción de pozos y facilidades de superficie.
7. INSTRUCTIVO DE ALMACENAMIENTO Y FISCALIZACION DE CRUDOS
8. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Son recipientes utilizados para almacenar los fluidos de producción y constituyen equipos básicos en la batería, módulo de producción. Algunos hidrocarburos se almacenan a altas temperaturas y otros a bajas temperaturas o altas presiones. Un solo tipo de tanque no es apropiado para todos los productos.
FIGURA 1. Partes de un tanque de almacenamiento
8.1 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
8.1.1. USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA
8.1.1.1. TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO (LIQ.)
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.
FIGURA 2. Tanque cilíndrico vertical con techo cónico
8.1.1.2. TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS (GLP)
Se usan generalmente para almacenar productos con una presi贸n de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente
FIGURA 3. Tanque cil铆ndrico con fondo y tapa c贸ncavos
8.1.1.3. TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE (LIQ.)
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.
FIGURA 4. Tanque cilíndrico con techo flotante
8.1.1.4. TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE (LIQ.)
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
FIGURA 5. Tanque cilíndrico con membrana flotante
8.1.1.5 TANQUE ESFÉRICO A PRESIÓN (GLP)
Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Para la medición del nivel de líquido se emplean equipos electrónicos tipos radar localizados en la parte superior. Para la medición de la temperatura y presión aplica lo dicho en los tanques cilíndricos horizontales.
FIGURA 6. Tanque esférico a presión
8.1.1.6. TANQUE CILÍNDRICO HORIZONTAL A PRESIÓN (GLP)
Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Del diseño es importante resaltar: Para la medición del nivel se emplean dos tipos de instrumentos ROTOGAUGE (medición directa del nivel de líquido) Y el MAGNETROL (inferencia del nivel por medio de flotadores). Para la medición de la temperatura los tanques deben tener un termómetro instalado en la parte inferior del Tanque y mide la temperatura de la FASE LIQUIDA (5%-10%). Para la medición de la presión de la FASE VAPOR el tanque debe estar dotado de un manómetro localizado en la parte superior del Tanque (95%-100%). Estos elementos de diseño limitan la capacidad del tanque dando una ventana operativa entre el 5%mínimo - 95%máximo.
FIGURA 7. Tanque cilíndrico horizontal a presión
8.1.1.7. TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO (LIQ)
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.
FIGURA 8. Tanque cilíndrico vertical con techo geodésico
8.1.2. USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO DE ALMACENADO
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.
8.1.3. CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO •
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
8.1.4. ASPECTOS GENERALES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO •
El estado y color de la pintura de los tanques son factores importantes para mantener al mínimo las perdidas por vaporación
•
Al menos una vez al mes deben revisarse las válvulas de presión pues su mal funcionamiento puede causar deformaciones y hasta roturas del tanque.
•
La presión de cualquier tanque depende siempre de la presión de vapor de producto que contenga.
•
Como mecanismo de seguridad se encuentran dotados de una válvula de seguridad, la cual debe dispararse a una presión inferior a la del diseño del tanque, de tal forma que se permita la salida de gases antes de romperse
•
Los tanques para el almacenamiento de crudo vienen de diferentes capacidades. Los más comunes en Colombia son de 250. 500 1000, 1500, 2000, 3000, 5000, 10.000, 20.000, 50.000, 80.000, 90.000 y 100.000 barriles de capacidad.
•
Ningún tanque que está recibiendo crudo de una zona de producción se llena hasta 100% de su capacidad debido a que el crudo llega al tanque con una cierta cantidad de espuma la cual se va depositando en la superficie del crudo, de tal suerte que al desaparecer la espuma, el nivel del crudo queda por debajo del nivel que tenía la espuma.
8.1.5. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO
En un tanque de almacenamiento de crudo podemos distinguir:
LA BASE: que puede ser base de concreto, in terraplén de material compacto, un terraplén de arena o un anillo en concreto que encierra un “colchón” de arena semi-compacta.
EL CUERPO: en si del tanque que lo componen las láminas de acero soldadas o atornilladas, con el fondo y el techo.
LAS ESCALERAS Y PLATAFORMAS: que son utilizadas para subir y caminar alrededor del tanque.
BOCAS DE ENTRADA: Que son tapas atornilladas y removibles colocadas en el primer “anillo” (o inferior) del tanque las cuales permiten la entrada de personas a inspección y reparación dentro del tanque. RESPIRADORES: son “bocas” hechas en el techo del tanque que permiten la salida a la atmósfera de los vapores desprendidos por el petróleo, evitando la acumulación de presión dentro del tanque.
ENTRADA DE CRUDO: la boca de entrada de crudo debe estar siempre situada en la parte superior del tanque por la cual el tubo que transporta el crudo del área de producción al tanque.
BOCA DE SALIDA: va en la parte inferior del tanque, conectada por tubería de succión de la bomba que envía el crudo al oleoducto.
INDICADOR DE NIVEL: Es un tubo de vidrio que va instalado exteriormente sobre lámina del tanque y sirve para observar en cualquier momento el nivel de separación crudo- agua.
TUBO VERTICAL PARA MEDIDAS: Es un tubo metálico perforado en un 50%. El tamaño de las perforaciones varía con la viscosidad del crudo y su función es obtener niveles reales en los tanques y evitar los efectos de la espuma en las lecturas.
PUNTO DE REFERENCIA, Es un punto o marca fija localizada en la boca de aforo de un tanque que sirve para correlacionar las medidas en el tanque. La
altura de este punto debe marcarse en una placa o con pintura en el techo del tanque.
8.1.6. CONCEPTOS BASICOS EN LA SEGURIDAD DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO •
diques
•
distancias mínimas
•
control de incendios
8.1.6.1. DIQUES: Son barreras que se construyen para almacenar le crudo en caso de derrame, Deben tener las siguientes características: •
Contener la capacidad máxima del tanque.
•
Deberá soportar las condiciones más extremas de temperaturas.
•
Las bombas y equipos deberán ser instalados fuera de esos diques.
•
La altura máxima a 6 pies y la mínima a 1 pie.
•
La altura deberá ser 13 pies por encima de la capacidad máxima del tanque derramado.
8.1.6.2. DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE TAQUES E INSTALACIONES: Con el fin de cumplir con los requisitos de las compañías de seguros la Oíl Insurance Asosciation ha establecido distancias mínimas entre tanques y otras Instalaciones:
Estaciones de bombeo continúo gas natural •
Del tanque a cuarto de compresores 200´
•
Entre tanques: dos veces el diámetro del más pequeño
Estaciones de bombeo de crudo, ACPM, Keroseno y Naftas. •
Del tanque a oficinas y laboratorios 200´
•
Del tanque a racks de tuberías 250´
•
Entre tanques: dos veces el diámetro del más pequeño
Plantas de gasolina •
Tanques a presión o atmosférica a teas de llama abierta 100´
•
Tanques a talleres 150´
•
Entre tanques: dos veces el diámetro del más pequeño
En refinerías •
Tanques a talleres, salas de descanso y comedores 200¨
•
Tanques a calderas 250´
•
Tanques a hidrantes entre 50 y 100 pie.
Entre tanques: •
Mayores de 10.000 bls 250´
•
Menores de 10.000 Bls 150¨
8.1.6.3. CONTROL DE INCENDIOS: Existen 4 métodos aceptados por la N.F.P.A. Para el control de incendios en tanques de almacenamiento de hidrocarburos: •
De inmersión: utiliza espumas fluoroproteinicas y se aplica por parte más baja del tanque, este sistema se debe utilizar para tanques de techo cónico.
•
Con cámaras de espuma: consiste en instalar una o más cámaras sobre la parte cilíndrica (casco) del tanque en la parte superior. La cámara está unida a una tubería que se extiende al lado externo de los diques, donde es inyectada la espuma
•
Con espuma transportadora en torretas: la espuma es llevada al Sitio de la conflagración. Se puede utilizar en reemplazo de las cámaras de espuma pero tiene sus limitaciones: •
A veces se requiere remolques para su transporte.
•
No se recomienda en tanques de diámetro superior a los 200¨
•
El acceso al tanque debe ser lo más cercano al dique
Con espuma aplicada por boquilla y monitores: es un medio auxiliar de protección especialmente para tanques pequeños entre 500 y 5000 Bls y diámetros menores de 30 pies. Es manual y no es aconsejable utilizarlo sobre techos flotantes.
8.1.7. TIPOS DE COLORES EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO SEGÚN SU PRODUCTO
PRODUCTO
COLOR
COLOR
PRIMARIO
SECUNDARIO
ENVOLVENTE
TECHO
Gas licuado
Blanco
Blanco
del petróleo
brillante
brillante
Gasolina de
Naranja
Aluminio
aviación
brillante
Gasolina
Bermellón
extra
(rojo)
Gasolina
Bermellón
regular
(rojo)
Nafta
Turquesa
industrial
Azul trianon
Aluminio
Bermellón
espacial
(rojo)
Solventes
Verde
Blanco brillante
Aluminio
Blanco brillante
Blanco
Aluminio
brillante
Nafta
Banco brillante
Aluminio
Blanco brillante
Aluminio
turquesa Tolueno
Blanco
Blanco brillante
Azul claro
Aluminio
Blanco brillante
Queroseno
Verde
Blanco
esmeralda
brillante
Combustible
Amarillo
diesel
tostado
Aceites
Cocoa
Aluminio
brillante Aluminio
Blanco brillante
Aluminio
lubricantes Aceite usado
Blanco
Blanco brillante
Cocoa
Negro
Negro mate
Negro mate
Negro mate
Negro mate
Aluminio
Blanco
brillante Petróleo
Blanco
combustible
brillante
Petróleo
Negro
Verde
crudo
brillante
Asfalto
Ferro
Ferro
Ferro
protector
protector
protector
negro
negro
negro
Gris Dublín
Gris Dublín
Gris Dublín
Agua
manzana
brillante
9. MEDICIÓN DE TANQUES
10. 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.
10.1. OBJETIVO 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. •
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.
•
Medición Manual (Cinta): Es la medida tomada por una persona empleando la cinta y plomada.
10.2. 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.
10.3. TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA •Escotilla de Medición: Abertura en el techo de un tanque que permite el acceso para medir, limpiar y para otros propósitos. •Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá •Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias. •Plato de Medición: Placa metálica de nivel localizada directamente debajo del punto de referencia para la medición, que proporciona una superficie de contacto fija desde donde se puede hacer la medición de la profundidad del líquido. •Altura de Referencia: Distancia desde la platina de medición o fondo del tanque hasta el punto de referencia para aforo. • Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se está midiendo. •Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usada para medir la profundidad de un producto en un tanque •Pesa: es la pesa (Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración. •Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante está apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente. •Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta el punto de medición. •Medición en Vació: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque. •Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la medida
•Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene un producto químico, el cual cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico •Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas. •Agua Libre: es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo (típicamente abajo del petróleo, en el fondo del tanque) •Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a una temperatura determinada •Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del petróleo pero no en solución •Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburos presentes en el tanque como capa separada en el fondo. •Volumen total observado: es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado • Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo. •Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado •Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar (15 °C y 1.01325 bares) •Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar ( 15 °c y 1.01325 bares ) •Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la temperatura y presión presente ( este concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras de buques después del cargue )
•Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condiciones
estándar del
volumen total de petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.
10.4. 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. •Medición a Fondo: Determina directamente la altura del líquido
10.5. 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.
10.6. CINTA DE MEDICION
FIGURA 9. Cintas de medición
10.7. TOMAMUESTRAS
10.7.1. TOMAMUESTRAS TIPO BEAKER Usados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles. Deben ser pesados para facilitar la inmersi贸n
10.7.2. TOMAMUESTRAS DE ZONA Exclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cil铆ndricos que facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreado tipo ladr贸n y el de flotador.
10.7.3. TOMAMUESTRAS DE FONDO Exclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo
FIGURA 10. Tomamuestras
10.8. DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES
Medida Inicial. Llamada también de apertura del tanque, es la medida realizada antes de cualquier operación de entrega o recibo de un tanque.
Medida final. Llamada también medida de cierre. Es la medida efectuada después de la operación de recibo o despacho del tanque.
Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta: •
Antes de tomar medidas de un tanque, 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.
•
Se debe evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta.
•
Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.
•
Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.
•
No deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión.
•
Se debe cambiar la plomada y las cintas 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. •
Cuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrir tiempo suficiente para que los gases y aire disueltos se liberen y así poderlo medir correctamente.
10.9. MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO
La medición del nivel de crudo puede realizarse de dos maneras:
MEDICION MANUAL: Es la que se ejecuta con ayuda de cinta y plomadas de medición.
MEDICION AUTOMATICA: Es la medida realizada con la ayuda de dispositivos mecánicos o electrónicos instalados en el tanque, que permiten observar en forma continua, o casi continua, la altura de líquido en el tanque de almacenamiento.
10.9.1. MEDICION MANUAL DEL NIVEL DE PRODUCTO Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios Medición a Vacío: Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido Medición a Fondo: Determina directamente la altura del líquido
11. MEDICION 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.
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, para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta).
•
Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su libreta
•
Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido
•
Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la cinta con el punto de referencia del tanque
•
Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de medición
•
Extraiga la cinta del tanque y lea 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.
•
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.
•
Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.
•
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.
FIGURA 11. Medición a vacío
12. MEDICION 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.
En la medida a fondo se obtiene 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. •
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.
•
Abrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición.
•
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 producto o 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.
•
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.
•
Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.
•
En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 bls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.
FIGURA 12. Medición a fondo
13. DIFERENCIAS ENTRE LA MEDIDA A VACIO Y FONDO
En la medida a fondo se obtiene el volumen de líquido en una forma directa. En la medida a Vació el volumen se tiene en forma indirecta.
14. MEDICION DE AGUA LIBRE
•
El agua libre se mide utilizando el procedimiento de medición a fondo, para lo cual es necesario el uso de pasta de corte de agua, la cual será untada en la plomada en dos lados opuestos de ella, al lado de las marcas de la plomada, la cual debe quedar libre
•
Cuando la altura de agua excede la altura de la plomada, el agua libre puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua, o también puede medirse al vacío, o usando una pesa más grande de 45 cm.
FIGURA 13. Medición de agua libre
15. ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE
•
Tabla de aforo
•
Expansión por cabeza de líquido
•
Movimiento del fondo
•
Tubo de medición
•
Cambios en el punto de referencia
•
Movimiento del plato de fondo
•
Incrustaciones en paredes
•
Expansión térmica
16. ERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICION
•
Existencias de fugas
•
Desplazamientos de líneas
•
Mezcladores de liquido
•
Drenado
•
Espumas e inertes
•
Escotilla de medición
•
Desplazamiento del techo
•
Mediciones de temperatura y muestreo
17. MEDICION DE TEMPERATURA
Para la medición de la temperatura en un tanque se deben utilizar termómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala graduada en 1 °F y con precisión de ± 0.5 ° F grabada en la columna de vidrio Igualmente se puede medir con equipos electrónicos, como el Termoprober, obteniéndose mediciones hasta de 0.1 ° F y repetitividad de ± 0.1 ° F
FIGURA 14. Medidores de temperatura
17.1. MEDICION CON PET
Los termómetros electrónicos deben graduarse en incrementos mínimos de 0.1 °F o 0.1 °C •
Se debe verificar la exactitud del termómetro frente a uno de mercurio o frente a la Temperatura ambiente.
•
Verifique el exterior de la sonda para asegurarse que esté limpia y no contamine el producto
•
Ajuste firmemente el cable de tierra del PET a la compuerta del tanque
•
Baje la sonda del PET al nivel deseado
•
Levantar y bajar la sonda lentamente aproximadamente 1 pies por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión.
•
Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de ± 0.2 °F (0.1 °C) durante 30 segundos, léala y regístrela con aproximación de 0.5 °F. Si se toman temperaturas a diferentes niveles, registre la lectura de cada una y promedie redondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F
18. MUESTREO Es una porción extraída desde el volumen total de líquido contenido en el tanque, que puede contener o no todos los constituyentes en la misma proporción presentes en el volumen total Naturalmente, las muestras puntuales en la superficie, superior, mitad y fondo tendrán valores similares de acuerdo con la precisión utilizada en los ensayos de laboratorio correspondiente Muestra representativa Es una porción de muestra extraída desde el volumen total, y que contiene los constituyentes en la misma proporción del tanque. 18.1TIPOS DE MUESTREO •
Muestreo Automático o Dinámico
•
Muestreo Manual
18.1.1. MUESTREO AUTOMATICO Tipo de muestreo que utiliza un dispositivo para extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería. Este equipo consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor de flujo, un controlador y un recipiente de muestras
18.1.2. MUESTREO MANUAL
Es el que se realiza manualmente sin la ayuda de dispositivos automáticos para la recolección de la muestra. Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de Muestreos.
•
Muestra de Nivel
•
Muestra Corrida
18.1.3. MUESTRA A TODOS LOS NIVELES (UNA VIA)
•
Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel de extracción
•
Retire el tapón de la línea y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente 3/4 llena después que sale del líquido.
•
Para productos livianos o tanques profundos, se pueden necesitar una abertura restringida, que evite el llenado de la botella.
18.1.1.4. MUESTRA CORRIDA (DOS VIAS) •
Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de línea flexible.
•
Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior del aceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga del aceite
18.1.1.5. MUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR
Una muestra superior es una muestra localizada y tomada en el punto medio del contenido del tercio superior del tanque. Una muestra intermedia es una muestra localizada y tomada en la mitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entre los tercios superior e inferior del tanque) Una muestra inferior es una muestra localizada y tomada en el punto medio del contenido del tercio inferior del tanque Muestra aleatoria. Es la que se toma en un cabezal en un momento determinado durante la operación de bombeo
18.2. PRECAUCIONES DE MUESTREO •
Asegurarse que la muestra sea representativa
•
Seguir precauciones para cada producto (crudo, gasolinas, alcohol, etc.)
•
Evitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientes de aire
•
No usar objeto metálico capaz de generar chispas
•
Agitar la muestra antes de transvasar
•
Al trasvasar muestras volátiles se invertirá el tomamuestras sobre el porta muestras
18.3. CONSIDERACIONES DE MUESTREO •
La clase de análisis indicará el cuidado del muestreo
•
Al tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie, tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corrida
•
Asegurarse de la limpieza del muestreador
•
Minimizar la operación de trasvasado
•
El muestreo será previo a la medición de crudo, agua libre y temperatura.
18.4. MANEJO DE MUESTRAS •
Al muestrear productos volátiles, el muestreado será el mismo porta muestras. Inmediatamente la muestra debe refrigerarse
•
Muestras sensibles a la luz usaran porta muestras oscuros
•
Se dejará suficiente espacio libre en el porta muestras
•
Rotular siempre la muestra incluyendo: producto, propietario, sitio donde se tomó, fecha, hora, tipo de muestra
•
El porta muestras se mantendrá bien tapado y alejado de la luz y calor
18.5. INFORMACION GENERAL
•
Verificar las cintas de calibración antes de cada uso y verificar que estén en buen estado.
•
Realizar verificación a la cinta de campo y a los termómetros.
•
Todas las cintas de trabajo debe verificarse antes de cada uso inicial y por lo menos una vez cada año. Esto se hace por comparación frente a una cinta máster, utilizando el método horizontal o vertical, de acuerdo al API MPMS Capitulo 3.1 A.
•
Todas las cintas de trabajo deben verificarse antes de cada uso para determinar que sean legibles y estén libres de anillos, curvaturas o empalmes.
19. CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE TERMOMETROS PET
Verificación de la Exactitud Procedimiento en laboratorio. Una vez por año: Compare los termómetros y realice de tres lecturas, a tres o más temperaturas, utilizando un termómetro máster certificado. La variación debe estar +/-0.5ºF en cada temperatura. Registre los termómetros, el número de serie y todos los otros datos requeridos en el registro de calibración de equipos. Una vez cada mes: Compare las lecturas de los termómetros a 5 ºF debajo de la posible lectura más alta (Max. 212ºF) y el punto de hielo de un termómetro de vidrio máster certificado. La variación debe ser menor de 0.5 ºF en cada temperatura de prueba.
Procedimiento de campo Antes de cada uso: Compare la lectura del termómetro de trabajo con un termómetro de mercurio máster certificado en un baño a temperatura constante. Si la lectura varía en 1ºF o más, ajuste el equipo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y recalíbrelo siguiendo el procedimiento de laboratorio descrito anteriormente.
20. 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.
20.1. PERFILES DEL FLUJO
En el flujo laminar las fuerzas viscosas causan que el fluido vaya más despacio porque pasa cerca de la pared de tubo. El perfil del flujo es casi parabólico, con mayor flujo en el centro del tubo que en las paredes del mismo, donde el flujo se vuelve lento. En el flujo turbo lento el efecto de las fuerzas de inercia es mucho mayor que el efecto de las fuerzas viscosas, así que el efecto de la pared de tubo se reduce. El perfil del flujo es por lo tanto más uniforme que el flujo de laminar; sin embargo, la capa de flujo próxima a la pared del tubo permanece laminar. En el perfil de transición del flujo está entre el laminar y los perfiles turbulentos del flujo. Su conducta tiende a ser difícil de predecir y puede oscilar entre los perfiles laminares y turbulentos del flujo. Cuatro factores afectan el perfil del flujo en una relación llamada “Número de Reynolds”. El número (rd) de Reynolds, es una cantidad adimensional que indica las condiciones del flujo en un tubo dado; considera los efectos combinados de la velocidad, la densidad y la viscosidad. Sin embargo el RD no tiene en cuenta la rugosidad de la pared de tubo, que puede afectar la distribución de la velocidad y aplica sólo a fluidos Newtonianos. En tales fluidos, la viscosidad es independiente de la razón de recorte.
20.2. MEDIDORES VOLUMETRICOS •
Determina directamente el volumen.
•
Por desplazamiento o por deducción (presión diferencial, área variable, velocidad).
•
Los medidores que determina volumen por deducción utilizan elementos específicos, Tales como orificios, tubo Venturi, etc.), con el fin de crear la diferencia de presión (dP).
20.3. 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.
20.4. RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA •
Entrega altos volúmenes, ya sé que se midan en forma volumétrica o másica.
•
Control de calidad.
•
Control de inventarios.
•
Balance de materia.
•
Transferencia de productos en custodia.
•
Seguridad, por tener mínimo almacenamiento.
20.5. ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN DINAMICA •
Como se mencionó puede ser volumétrica o 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.
21. TIPOS DE MEDIDORES
21.1. PRINCIPALES MEDIDORES VOLUMÉTRICOS: •
Medidores de desplazamiento positivo
•
Medidor de pistón oscilante
•
Medidores de paletas deslizantes
•
Medidores de engranajes
21.1.1MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
Los medidores de desplazamiento positivo miden la cantidad de fluido que circula por un conducto, dividiendo el flujo en volúmenes separados y sumando los volúmenes que pasan a través del medidor.
En cada medidor, se pueden destacar tres componentes comunes: •
Cámara que se encuentra llena de fluido.
•
Desplazador que bajo la acción del fluido circulando, transfiere el fluido desde el final de una cámara a la siguiente.
•
Mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que cuenta el número de veces que el desplazador se mueve de una parte a otra en la cámara de trabajo.
En cuanto a los tipos de medidores para líquidos se encuentran los siguientes:
a) medidores de tipo pistón, b) medidores de paletas deslizantes, y c) medidores de engranajes.
Los medidores de tipo pistón se utilizan, habitualmente, para medidas precisas de pequeños caudales, siendo una de sus aplicaciones en unidades de bombeo de distribución de petróleo.
Los medidores de paletas deslizantes se usan para medir líquidos de elevado coste, siendo instalados, generalmente, en camiones cisternas para la distribución de combustible para la calefacción.
Los medidores de engranajes encuentran aplicaciones para un amplio margen de líquidos y condiciones de funcionamiento, aunque la precisión de la medida no es tan elevada.
21.1.2. MEDIDOR DE PISTÓN OSCILANTE
En la siguiente figura se aprecia una sección transversal de un medidor de pistón oscilante mostrando las cuatro etapas de su ciclo de funcionamiento.
FIGURA 15. Etapas de funcionamiento de un medidor de pistón oscilante.
Consiste de un pistón hueco montado excéntricamente dentro de un cilindro. El cilindro y el pistón tienen la misma longitud, pero el pistón, como se aprecia en la figura, tiene un diámetro más pequeño que el cilindro. El pistón, cuando está en funcionamiento, oscila alrededor de un puente divisor, que separa la entrada
de la salida de líquido. Al comienzo de un ciclo el líquido entra al medidor a través de la puerta de entrada A, en la posición 1, forzando al pistón a moverse alrededor del cilindro en la dirección mostrada en la figura, hasta que el líquido delante del pistón es forzado a salir a través de la puerta de salida B, en la posición 4, quedando el dispositivo listo para comenzar otro ciclo.
21.1.3. MEDIDORES DE PALETAS DESLIZANTES
En la figura se muestra un medidor de paletas deslizantes, que consta de un rotor con unas paletas, dispuestas en parejas opuestas, que se pueden deslizar libremente hacia adentro y hacia afuera de su alojamiento. Los miembros de las paletas opuestas se conectan rígidamente mediante varillas, y el fluido circulando actúa sobre las paletas sucesivamente, provocando el giro del rotor.
Mediante esta rotación el líquido se transfiere desde la entrada a la salida a través del espacio entre las paletas. Como éste es el único camino para el paso del líquido desde la entrada a la salida, contando el número de revoluciones del rotor, puede determinarse la cantidad de líquido que ha pasado. El cierre se lleva a cabo por la acción de las paletas sobre la pared de la cámara, mediante una combinación de presión de líquido y fuerzas centrífugas, auxiliado por el apriete, mediante resortes, de las paletas contra la pared de la cámara. Esto ayuda a mantener en valores aceptables cualquier escape de líquido que pueda producirse a través de las paletas.
FIGURA 16. Medidor de paletas deslizantes.
21.1.4. MEDIDORES DE ENGRANAJES
Entre los más importantes medidores de engranajes se pueden destacar los siguientes: •
Medidores de rueda oval.
•
Medidores helicoidales.
21.1.4.1 MEDIDORES DE RUEDA OVAL
El medidor de rueda oval, que se muestra en la figura, dispone de dos ruedas ovales que engranan entre sí y tienen un movimiento de giro debido a la presión diferencial creada por el flujo de líquido. La acción del líquido actúa de forma alternativa sobre cada una de las ruedas, dando lugar a un giro suave de un par prácticamente constante. Tanto la cámara de medida como las ruedas están mecanizadas con gran precisión, con el fin de conseguir que el deslizamiento entre ellas se produzca con el mínimo rozamiento, sin que se formen bolsas o espacios muertos y desplazando la misma cantidad de líquido en cada rotación.
FIGURA 17.Etapas del medidor de rueda oval
La principal ventaja de estos medidores es que la medida realizada es prácticamente independiente de variaciones en la densidad y en la viscosidad del líquido.
FIGURA 18. Medidor de Rueda Oval
21.1.4.2. MEDIDORES HELICOIDALES
En la figura se muestra un medidor de tipo helicoidal, cuyo funcionamiento es similar al de la rueda oval, por lo que no merece más detalles.
FIGURA 19. Medidor de engranajes helicoidales.
21.1.5. CARACTERÍSTICAS DE COMPORTAMIENTO DE LOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
Como todos los dispositivos mecánicos complicados, los medidores de desplazamiento presentan resistencia a la fricción, la cual tiene que ser vencida por el fluido circulando. Para caudales muy bajos, el fluido no tiene energía cinética suficiente para hacer girar el rotor frente a esta fricción, que además incluye, en la mayoría de los medidores de desplazamiento, la resistencia ofrecida
por el mecanismo articulado del contador, por lo que el fluido se desliza lentamente entre los componentes del medidor y la cámara, sin producir movimiento del rotor o pistón. De forma que, para estos caudales bajos, el error es grande y negativo. Sin embargo, cuando el caudal aumenta este error negativo desaparece rápidamente, ya que la energía cinética del fluido aumenta con el cuadrado de su velocidad. Una condición cercana al equilibrio se alcanza cuando la fuerza directriz del fluido se equilibra por las diversas fuerzas de resistencia, y esto se mantiene para el margen de funcionamiento para un medidor bien diseñado.
21.2. MEDIDORES DE VELOCIDAD
Principales Medidores •
Medidores de Turbina
•
Medidor Electromagnético
•
Medidor Vortex
•
Rotámetro
•
Medidores Ultrasónicos
21.2.1. MEDIDORES DE TURBINA
Consiste de un juego de paletas o aspas acopladas a un eje, las cuales giran cuando pasa un fluido a través de ellas. La velocidad a la cual giran estas aspas es proporcional a la velocidad del flujo, y si tenemos la velocidad y el área del conducto se puede determinar el caudal. Las turbinas deben instalarse de tal modo que no se vacíe cuando cesa el caudal ya que el choque del agua a alta velocidad contra el medidor vacío lo dañaría seriamente.
Para captar la velocidad de la turbina existen dos tipos de convertidores:
•
Reluctancia: La velocidad está determinada por el paso de las palas individuales de la turbina a través del campo magnético, esta variación cambia el flujo induciendo una corriente alterna en la bomba captadora.
•
Inductivo: El rotor lleva incorporados un imán permanente y el campo magnético giratorio que se origina produce una corriente alterna en una bobina captadora exterior.
Para estos dos convertidores el rotor de turbina genera la frecuencia la cual es proporcional al caudal, siendo del orden a 250 a 1200 ciclos por segundos para caudal máximo.
FIGURA 20. Medidor de Turbina
21.2.2. MEDIDOR ELECTROMAGNÉTICO Se basa en la ley de inducción electromagnética de Faraday: “el voltaje inducido en un conductor que se mueve en un campo magnético, es proporcional a la velocidad del conductor, dimensión del conductor, y fuerza del campo magnético”.
Con este principio, se hace pasar un fluido conductor a través de campo magnético producido por un conjunto de bobinas sujetas al exterior de la tubería, generando un voltaje perpendicular al flujo y al campo magnético. Este voltaje es proporcional a la longitud del conductor, a la densidad del campo
magnético y la velocidad con que atraviesa el conductor este campo magnético, y como se sabe el área de la tubería se determina el caudal en ese instante.
El medidor consta de: Tubo de Caudal: •
El propio tubo (de material no Magnético) recubierto de material no conductor (para no corto-circular el voltaje inducido )
•
Bobinas generadoras del campo magnético
•
Electrodos detectores del voltaje inducido en el fluido.
Transmisor: •
Alimenta eléctricamente (C.A.o C.C.) a las bobina
•
Elimina el ruido del voltaje inducido.
•
Convierte la señal (mV) a la adecuada a los equipos de indicación y control (mA, frecuencia, digitales)
•
Es poco sensible a los perfiles de velocidad y exigen conductividad de 5((/cm
•
No originan caída de presión
•
Se usan para líquidos sucios, viscosos y contaminados.
Es importante señalar que la diferencia de potencial entre los electrodos es del orden de milivoltios, por lo que dicha señal tiene que ser amplificada mediante un dispositivo secundario denominado convertidor, que proporciona una señal de salida en miliamperios, en voltios o en impulsos Entre las ventajas más fundamentales se pueden señalar las siguientes: •
No presentan obstrucciones al flujo, por lo que son adecuados para la medida de todo tipo de suspensiones, barros, melazas, etc.
•
No dan lugar a pérdidas de carga, por lo que son adecuados para su instalación en grandes tuberías de suministro de agua, donde es esencial que la pérdida de carga sea pequeña.
•
Se fabrican en una gama de tamaños superior a la de cualquier otro tipo de medidor.
•
No son prácticamente afectados por variaciones en la densidad, viscosidad,
presión,
temperatura
y,
dentro
de
ciertos
límites,
conductividad eléctrica. •
No son seriamente afectados por perturbaciones del flujo aguas arriba del medidor.
•
La señal de salida es, habitualmente, lineal.
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Pueden utilizarse para la medida del caudal en cualquiera de las dos direcciones.
Entre las desventajas se pueden destacar las siguientes: •
El líquido cuyo caudal se mide tiene que tener una razonable conductividad eléctrica.
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La energía disipada por las bobinas da lugar al calentamiento local del tubo del medidor.
21.2.3. MEDIDORES ULTRASÓNICOS
Principio de Funcionamiento
Estos medidores utilizan emisores y receptores de ultrasonido situados ya sea dentro o fuera de la tubería, son buenos para medir líquidos altamente contaminados o corrosivos, porque se instalan exteriormente a la tubería. Los medidores tienen una exactitud de ±0,5% a ± 5% y una variabilidad del rango entre 20:1 a 75:1 con escala lineal.
Montaje del sensor
La instalación del sensor es realmente sencilla. Existen sensores que integran tanto la medición de la profundidad como la de la velocidad y que pueden ser montados en la parte inferior de canales o tuberías de cualquier tipo, tamaño y forma. Además, existen sensores de inserción para montar en tuberías de acero o materiales sintéticos. Los costes de instalación son realmente bajos.
FIGURA 21. Medidores ultrasónicos
21.2.4. MEDIDOR DE CORIOLIS
El teorema de Coriolis dice que la aceleración absoluta de un móvil es la resultante de la relativa, la de arrastre y la de Coriolis. Los medidores de caudal másico basados en este teorema son de dos tipos. El primer tipo consta de un tubo en forma de u el cual se hace vibrar perpendicularmente al sentido del desplazamiento del flujo. Esta vibración controlada crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza de aceleración en la de salida, con lo que se genera un par que provoca la torsión del tubo, que es proporcional a la masa instantánea del fluido circulante. El segundo tipo está
formado por dos tubos paralelos; estos se hacen vibrar de forma controlada a su frecuencia de resonancia. Con los sensores adecuados (generalmente ópticos) se detecta la fase de la vibración y con ella el caudal masa, ya que es proporcional. Cuando el caudal masa es cero, la diferencia de fase también es nula. La gran ventaja de los caudalímetros basados en la aceleración de coriolis es que son inmunes a prácticamente todo: presión (tanto nominal como posibles pulsaciones), temperatura (excepto variaciones bruscas), densidad, viscosidad, perfil del flujo, y flujos multifase (con sólidos en suspensión). Un posible problema es la vibración, que si no está controlada y no actúa en forma correcta sobre
los elementos preparados para tal fin, se puede transmitir a los tubos y, consecuentemente, someterlos a un proceso de fatiga que conduciría a finalizar con un deterioro prematuro.
FIGURA 22. Medidor de coriolis
CONCLUSION
Se realizó un instructivo de almacenamiento y fiscalización de crudos donde se describe todo el proceso realizado al momento de llevar a cabo el almacenamiento y la fiscalización de un crudo que se recibe o se envía de un campo hacia una nueva estación o planta de refinación reconociendo los principios, procedimientos operativos y algunas de las partes que conforman los equipos de almacenamiento de crudos en una batería de producción de un campo petrolero adquiriendo conocimientos sobre la fiscalización, métodos, equipos y material utilizado para este fin.
Así mismo se obtuvo un conocimiento sobre las normas a tener en cuenta tanto para los equipos utilizados en la medición de un tanque como para el momento de llevar acabo dicho proceso donde esperamos que se mejoren las habilidades y aptitudes de los estudiantes de producción con la realización de este instructivo.
CIBER-GRAFIA
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http://www.minminas.gov.co/minminas/downloads/UserFiles/File/Fiscaliz acion.pdf
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http://materias.fi.uba.ar/6756/Tanques_de_almacenamiento_de_hidrocar buros_1C_07.pdfnisterio de Minas y Energía
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http://medidor+de+coriolis&um=1&ie=UTF8&source=univ&ei=zQTaTKC MB8G88gap0MDMCQ&sa
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http://www.e-industria.com/ar6/ar_AAssvcdzgt-los-medidoresultrasonicos-de-flujo-o-caudal.htm