II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ESTUDIO DE LA CALIBRACIÓN VOLUMÉTRICA DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO EN EL CENTRO DE FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN LAGO AGRIO NO 1”

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE:

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

AUTOR: MARLON R. ESPINOZA. P

DIRECTOR: Ing. FAUSTO R. RAMOS A.

QUITO - ECUADOR

2009

III

“Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor”

Firma

IV

V

VI

AGRADECIMIENTO

Con gratitud y respeto presento el siguiente trabajo, que va especialmente dirigido a mis distinguidos maestros, forjadores de una juventud noble y justa que mañana harán del ecuador una patria más libre y prospera; a mis compañeros y amigos a quienes llevo en mi

corazón

a mi querida Universidad Tecnológica Equinoccial cuyas aulas son testigos de sueños que hoy los veo realizados.

VII

DEDICATORIA

A MIS PADRES

Que con su amor y compresión han sabido guiar mi vida por el sendero de la verdad y la justicia a fin de engrandecer a mi patria y

honrar a mi familia.

Doy gracias al haberme brindado el fruto de su esfuerzo y sacrificio por ofrecerme un mañana mejor.

VIII

ÍNDICE GENERAL

Pág. #

Carátula. II

Carta del Director de Tesis. IV

Carta de Empresa. V

Agradecimiento. VI

Dedicatoria. VII

Índice General. VIII

Índice de Contenido. IX

Índice de Tablas. XIV

Índice de Gráficos. XIV

Índice Formulas. XIV

Índice de Figuras. XV

Índice de Anexos. XVII

Resumen. XIX

Summary. XXI

IX

ÍNDICE DEL CONTENIDO

Contenido Pág. #

Capítulo I

1. Introducción. 1

1.1. Objetivo general. 2

1.2. Objetivos específicos. 2

1.3. Justificación. 3

1.4. Hipótesis. 4

1.4.1. Identificación de variables. 5

1.4.1.1. Variable dependiente. 5

1.4.1.2. Variable independiente. 5

1.4.1.3. Variable interviniente. 5

1.5. Marco de referencia. 5

1.5.1. Marco conceptual. 5

1.6. Aspectos metodológicos. 6

1.6.1. Diseño o tipo de investigación. 6

1.6.2. Métodos de investigación. 6

1.6.2.1. Métodos de observación 7

1.6.2.2. Método inductivo. 7

1.6.2.3. Método analítico. 7

1.6.3. Técnicas de investigación. 7

X

1.6.3.1. De laboratorio. 8

1.6.3.2. De campo. 8

1.6.3.3. Revisión literaria. 8

1.6.3.4. Internet. 8

Capítulo II

2. Tanques de Almacenamiento: Tipos, Calibración, Aforo 9

2.1. Tanques de almacenamiento de petróleo 9

2.2. Sistema de recolección 11

2.3. Diseño de tanques de almacenamiento 11

2.4. Construcción de tanques de almacenamiento 12

2.5. Clasificación de los tanques de almacenamiento 13

2.5.1. Tanque de techo flotante 14

2.5.1.1. Aplicación del techo flotante 16

2.5.1.2. Accesorios generales 16

2.5.2. Tanque de techo fijo 18

2.5.2.1. Aplicación de techos fijos 21

2.5.2.2. Accesorios generales 21

2.6. Colapso de tanques de almacenamiento 23

2.7. Normas y códigos aplicables en tanques de almacenamiento 24

2.8. Selección de tanques de almacenamiento 25

2.9. Corrosión de tanques 26

2.10. Pruebas 27

2.11. Calibración de tanques de almacenamiento. 28

XI

2.12. Métodos de calibración 29

2.12.1. Método geométrico 30

2.12.2. Método volumétrico 31

2.12.3. Método gravimétrico 31

2.13. Normas para la calibración 32

2.14. Aforo de tanques de almacenamiento 32

2.14.1. Tipos de aforos 33

2.14.1.1. Aforador automático 33

2.14.1.2. Servo aforador 34

2.14.1.3. Aforador hidrostático 35

2.14.1.4. Aforador manual 35

2.14.1.5. Sumersión superficial 36

2.14.1.6. Sumersión profunda 36

2.15. Condiciones de aforo. 37

2.16. Tablas de aforo 38

Capítulo III

3. Transferencia de custodia. 40

3.1. Concepto. 40

3.2. Medición de la transferencia de custodia. 42

3.3. Volumen estándar neto y bruto. 44

3.4. Efectos de la presión y temperatura en la medición 44

3.5. Corrección del volumen para efectos de temperatura 45

XII

3.6. Corrección de la temperatura por efecto de la presión 46

3.7. Errores de inventarios en los tanques de almacenamiento 47

3.8. Errores de los instrumentos de medición 48

3.8.1. Errores sistemáticos 48

3.8.2. Errores aleatorios 49

3.8.3. Error máximo permisible. 49

3.9. Errores de la medición. 49

3.9.1. Error sistemático. 50

3.9.2. Error aleatorio . 50

3.10. Valoración de la medición. 50

3.11. Errores combinados en el inventario de los tanques. 57

Capítulo IV

4. Calibración Método Volumétrico de Tanques de Almacenamiento en la Estación Lago

No1. 58

4.1. Gerencia de oleoducto transecuatoriano 58

4.1.1. Estación Lago Agrio No 1 59

4.1.2. SOTE. 64

4.2. Calibración Volumétrica en los Tanques de Almacenamiento en la Estación Lago

Agrio No 1. 66

4.2.1. Equipo. 68

4.2.2. Correcciones. 69

4.2.2.1. Corrección de cinta a temperatura base. 69

XIII

4.2.2.2. Corrección de circunferencia a tanque vacio. 70

4.2.2.3. Corrección por elevación de cinta. 71

4.2.2.4. Corrección de la circunferencia por espesor de placa 71

4.2.3. Procedimiento de la calibración volumétrica 72

4.2.4. Condiciones para el aforo mediante el método volumétrico 79

4.3. Efectos de la temperatura en los líquidos en la calibración volumétrica. 80

4.3.1. Ejemplos con datos reales de calibración y aforo emitidos por la empresa

calibradora. 81

Capitulo V

5.1. Conclusiones. 89

5.2 Recomendaciones. 90

Bibliografía. 91

Citas bibliográficas 91

Glosario 92

ÍNDICE DE TABLAS.

Pág. #

TABLA 1: Aplicación de los factores de corrección. 46

TABLA 2: Ventajas de los medidores de Nivel 54

XIV

TABLA 3: Mediciones de un Tanque. 83

ÍNDICE DE GRÁFICOS.

Pág. #

GRAFICO 1: Calculo del diámetro interno del tanque. 73

GRAFICO 2: Determinación del radio dentro del tanque 74

GRAFICO 3: Grafico de Tanque para resolución de problema. 86

ÍNDICE DE FORMULAS

Pág. #

FORMULA 1: Corrección de cinta a temperatura base. 69

FORMULA 2: Corrección de circunferencia a tanque vacio. 70

FORMULA 3: Corrección por elevación de cinta. 71

FORMULA 4: Corrección de la circunferencia por espesor de placa. 71

FORMULA 5: Numero de Distancias Inclinadas (DI). 74

FORMULA 6: Radio Interno del Tanque. 74

FORMULA 7: Diámetro externo del anillo. 75

XV

FORMULA 8: Diámetro Interno del anillo. 75

FIGURA 9: Gravedad Específica. 76

FORMULA 10: Factor de Corrección por Expansión Térmica. 77

FORMULA 11: Calculo del volumen deducido. 77

FORMULA 12: Calculo del desplazamiento del líquido. 78

FORMULA 13: Calculo de corrección API. 78

FORMULA 14: Calculo del volumen estándar. 81

FORMULA 15: Volumen de una Circunferencia. 87

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág. #

Figura No 1: Tanques de almacenamiento. 10

Figura No 2: Tanques de almacenamiento techo flotante. 14

Figura No 3: Válvulas de succión y venteo. 17

Figura No 4: Arrestallamas. 18

Figura No 5: Tanques de almacenamiento techo fijo. 20

XVI

Figura No 6: Man – Hole 22

Figura No 7: Sistema de espuma. 23

Figura No 8: Colapso de tanques de almacenamiento. 23

Figura No 9: Aforador automático. 34

Figura No 10: Servoaforador. 35

Figura No 11: Aforador hidrostático. 36

Figura No 12: Sumersión superficial. 37

Figura No 13:Sumersión profunda. 37

Figura No 14: Transferencia de custodia. 40

Figura No 15: Medidor de transferencia de custodia. 42

Figura No 16: Estación Lago Agrio No 1 59

Figura No 17: Tanques de almacenamiento Estación Lago Agrio No1. 60

XVII

Figura No 18: Sala de Control de la Estación Lago Agrio No1. 61

Figura No 19: Bombas Booster 61

Figura No 20: Taller de Mantenimiento. 62

Figura No 21: Sistema de Control de Incendios en la Estación Lago Agrio No1. 63

Figura No 22: Laboratorio. 63

Figura No 23: S.O.T.E 65

ÍNDICE DE ANEXOS

Pág. #

Anexo 1. Diagrama de un C.P.F. 102

Anexo 2. Diagrama de un C.P.F. (continuación) 103

Anexo 3. Boleta de Aforo. 104

Anexo 4. Certificado de Medidas de Tanques. 105

XVIII

Anexo 5. Tablas de Calibración de un Tanque Vertical. 106

Anexo 6. Tabla de un Factor de Corrección Volumétrica. 109

Anexo 7. Datos para la Calibración de un Tanque Horizontal. 110

Anexo 8. Certificado de Calibración. 111

Anexo 9. Tablas de Calibración de un Tanque Horizontal. 112

Anexo 10. Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas. 114

XIX

RESUMEN

En una instalación de producción de crudo, las facilidades de producción son necesarias para

poder producir el crudo que es proveniente del yacimiento, mediante las líneas de flujo del

pozo hasta la estación central de producción. Una instalación de producción consta con

equipos y procesos los cuales ayudan a mejorar o limpiar el crudo proveniente de los

diferentes oleoductos de los pozos hasta la estación los equipos y los procesos más comunes

son en un centro de facilidades de producción son: tanques de almacenamiento,

calentadores, intercambiadores de calor, desgasificadores, demulsificadores, deshidratadores

térmicos y electrostáticos, botas de gas etc.

En muchas de las industrias petroleras, petroquímicas, químicas se buscan muchas maneras

de almacenar sus grandes cantidades de productos en tanques o en recipientes adecuados que

puedan contener el volumen de lo que producen, Los tanques de almacenamiento en si es el

recipiente más usado en la industria petrolera ya que está diseñado para soportar altas

temperaturas y altas presiones, existen diferentes tipos de tanques como por ejemplo tanques

de techo fijo y tanques de techo flotante siendo los de techo flotante lo más utilizados ya que

reducen el espacio libre entre el techo y la superficie libre de petróleo evitando de esta

manera la perdida de elementos livianos por evaporación, almacena todo el crudo

proveniente de los tratadores electrostáticos.

Después de ya almacenado el petróleo en los tanques de almacenamiento el petróleo puede

ser ya comercializado o distribuidos a los diferentes oleoductos de transporte de crudo hacia

las estaciones, refinerías, puertos, etc. la transferencia de custodia es de esencial importancia

XX

para las empresas productoras y las empresas comercializadoras ya que pasa el producto a su

responsabilidad cuando abandona su locación, la transferencia de custodia es el traspaso de

responsabilidad durante el almacenamiento y transporte de un volumen determinado o

medido de petróleo liquido. Cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición

errónea es responsabilidad de la compañía operadora del oleoducto, es esencial tomar

medidas exactas en el punto de transferencia.

La medición del volumen del crudo, gas licuado de petróleo y producto refinados en

oleoductos, poliductos y en tanques de almacenamiento es una parte sumamente importante

de la operación de transporte, las operadoras deben saber estas mediciones ya que esto

determina cuanto es la cantidad de pago por su producto.

La calibración volumétrica consiste en determinar la capacidad de los volúmenes en un

recipiente atmosférico a diferentes niveles de producto, en un mismo punto de referencia a

una temperatura base, de acuerdo con su forma geométrica en grandes volúmenes. esta

medición está basada en aplicación de métodos y normativas a nivel internacionales, con

equipos de alta resolución y trazabilidad a patrones vigentes, nacionales e

internacionales.

En muchas ocasiones es necesario este método para calibrar los fondos de los tanques

debido a las deformaciones irregulares que suelen sufrir estos debido a la presión del

líquido durante el servicio.

XXI

SUMMARY

In an installation of oil production, the production facilities are necessary to be able to

produce the petroleum that is coming from the location, by means of the lines of flow of the

well to the central station of production. A production installation consists with teams and

processes which help to improve or to clean the oil coming from the different pipelines of

the wells to the station the teams and the most common processes are in a center of

production facilities they are: storage tanks, heaters, interchangers of heat, des-gasificators,

de-mulsificadores, thermal and electrostatic des-hidratadores, boots of gas etc.

In many of the oil industries, petrochemicals, chemical many ways are looked for of storing

their big quantities of products in tanks or in appropriate recipients that can contain the

volume what they take place, The storage tanks in if it is the recipient more used since in the

oil industry this designed to support high temperatures and discharges pressures, different

types of tanks exist like for example tanks of fixed roof and tanks of floating roof being

those of floating roof him more used since they reduce the free space between the roof and

the surface free of petroleum avoiding this way the lost of light elements for evaporation, it

stores the whole oil coming from the electrostatic.

After already stored the petroleum in the storage tanks the petroleum can already be

marketed or distributed to the different pipelines of transport of oil toward the stations,

refineries, ports, etc. the custody transfer is since of essential importance for the companies

producers and the international companies it passes the product to its responsibility when

abandons its lease, the custody transfer it is the transfer of responsibility during the storage

XXII

and transport of a certain or measured volume of petroleum I liquidate. Any loss or gain that

it is of an erroneous mensuration is responsibility of the company operator of the pipeline, it

is essential to take exact measures in the transfer point.

The mensuration of the volume of the raw one, liquefied gas of petroleum and product

refined in pipelines, gasoline pipes and in storage tanks it is an extremely important part of

the operation of transport, the operators should know these mensurations since this

determines as much as it is the quantity of payment for their product.

The volumetric consists on determining the capacity of the volumes in an atmospheric

recipient at different product levels, in oneself reference point to a temperature bases, in

accordance with its geometric form in big volumes. This mensuration is based on

application of methods and normative at international level, with teams of high resolution

and trazability to effective, national and international patterns.

In many occasions it is necessary this method to gauge the funds of the tanks due to the

irregular deformations that usually suffer these due to the pressure of the liquid during the

service.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El presente estudio se realiza con el propósito de enfatizar la importancia de la

calibración volumétrica a tanques de almacenamiento de petróleo, como un método

confiable, preciso y adecuado para la determinación de inventarios y fiscalización de

crudos.

Las facilidades de producción, se diseñaron con el objeto de que el petróleo

proveniente del yacimiento, a través de las líneas de flujo llegue desde los pozos,

hasta la Estación Central de producción, en la cual se ha instalado las facilidades

necesarias para tener un proceso de deshidratación del crudo de manera técnica y

satisfactoria, para obtener un petróleo con menos del 0.5 % de contenido en

volumen de agua y sedimentos (BSW).

Un centro de facilidades de producción (CPF) cuenta con equipos y procesos los

cuales ayudan a mejorar o limpiar el crudo proveniente de los diferentes pozos de

producción; los equipos y procesos más comunes en un CPF son: tanques de

almacenamiento, calentadores, intercambiadores de calor desgasificadores,

demulsificadores, deshidratadores térmicos y electrostáticos, botas de gas, wash tank,

surge tank, free wáter knock out (FWKO).

2

El almacenamiento de los hidrocarburos en forma correcta ayuda a que las pérdidas

se reduzcan, aunque no se eliminan, por las características propias de los crudos

provenientes de los pozos hacia las estaciones.

El almacenamiento constituye un elemento de suma importancia en la explotación de

los servicios de hidrocarburos ya que:

� Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las

variaciones de consumo.

� Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por

oleoducto o a destilación.

� Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.

Diagramas de una típica instalación de un CPF. (VER ANEXOS 1 ,2).

1.1 OBJETIVO GENERAL

Desarrollar un estudio técnico e investigativo, de la calibración volumétrica

en tanques de almacenamiento de petróleo en el centro de facilidades de

producción de la estación Lago Agrio No1

.

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

� Determinar con exactitud el dimensionamiento de los tanques de

almacenamiento de crudos y el volumen de crudo en ellos contenido.

3

� Determinar las variables físicas que inciden en las calibraciones y en las

mediciones de volúmenes de crudo (temperatura, presión, densidad API,

densidad relativa) y su corrección a condiciones estándar.

� Determinar el procedimiento de calibración de los tanques mediante las

Normas Técnicas API.

� Determinar los tipos de errores que se pueden producir tanto en la calibración

y la medición y cuales los factores de compensación.

� Identificar cuáles son los instrumentos o equipos para realizar el proceso de

calibración.

� Determinar cuáles son ventajas de la utilización del método de calibración

volumétrica con respecto a los otros métodos de calibración.

� Diseñar y elaborar una guía de procedimientos para una buena calibración

volumétrica.

1.3 JUSTIFICACIÓN

El estudio técnico para la calibración volumétrica en los tanques de almacenamiento

de petróleo crudo en un centro de facilidades de producción o estación de bombeo,

nos permitirá conocer los beneficios y los problemas que se pueden causar cuando

no determinamos o medimos correctamente el nivel de fluido que se encuentra

dentro del tanque ya que esto puede ocasionar discrepancias con la partes

involucradas en la producción, transferencia de custodia, transporte y

comercialización; se realiza con el propósito enfatizar la importancia de la

4

calibración volumétrica a tanques de almacenamiento de petróleo como un método

confiable, la eficiencia del método reside en las correcciones que se hacen a las

mediciones por lo que se muestra en la primera parte la serie de lecturas que se

toman en un tanque de almacenamiento; posteriormente se describen las

correcciones que se efectúan y por último, el modelo matemático para una

estimación típica de incertidumbre, en la segunda parte, siguiendo a los resultados

se presenta una comparación con un método de medición alterno, lo que finalmente

conduce a concluir que el método de calibración volumétrica es confiable.

Somos un país rico en recursos naturales. La industria del petróleo en el Ecuador es

una de las principales fuentes de ingreso económico para el país que es conocido a

nivel mundial y participa en la Organización de Países Exportadores de Petróleo

(OPEP); nuestro país cuenta con estaciones de producción donde se localizan

tanques de almacenamiento de petróleo y facilidades para su tratamiento

El interés de este estudio es afianzar e conocimiento de cómo se desarrolla una

calibración volumétrica en los tanques de almacenamiento de petróleo en un centro

de facilidades de producción, estación de bombeo y/o transferencia de custodia. Las

facilidades de producción, se diseñaron con el objeto de que el petróleo proveniente

de los diferentes pozos a través de los oleoductos secundarios, llegue hasta la

estación central de producción en la cual se ha instalado las facilidades necesarias

para tener un proceso de deshidratación del crudo de manera técnica y satisfactoria

para obtener un petróleo con menos del 0.5 % de BSW, y transportarlo por un

oleoducto hasta los centros de almacenamiento para comercializarlos o

industrializarlos en una refinería.

5

1.4 HIPÓTESIS

Conocer la verdadera y exacta calibración volumétrica de tanques de

almacenamiento que permitirá a la empresa productora y a las partes involucradas

(Estado y empresas públicas o privadas) una correcta determinación del volumen de

hidrocarburos.

1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Las variables a ser consideradas son:

1.4.1.1 Variable Dependiente.- Cumplir con la calibración volumétrica de

los tanques de almacenamiento de crudo para disminuir la incidencia de

errores en los aforos.

1.4.1.2 Variable Independiente.- La instalación de una zona para colocar

tanques independientes de agua y combustible que serán usados en la

calibración.

1.4.1.3 Variable Interviniente.- La renovación de los instrumentos, la

capacitación del personal que opera este proceso.

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 Marco Conceptual

� Aforo.- Es la determinación de la cantidad de hidrocarburos en reposo por

mediciones efectuadas en tanques fijos calibrados.

6

� Barril.- Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados:

equivalente a 42 galones americanos.

� Calibración.- Proceso para determinar la capacidad total del tanque, o las

correspondientes capacidades parciales a diferentes alturas.

� Centro de almacenamiento.- Es un conjunto de equipos e instalaciones

utilizados para la recepción, almacenamiento o distribución de hidrocarburos.

� Centro de fiscalización y descarga.- Son los sitios acordados por las partes

aprobadas por la dirección nacional de hidrocarburos o los determinados por

la dirección nacional de hidrocarburos, en donde se mide y se entrega

oficialmente la producción de hidrocarburos.

� TCT (Tabla de Capacidad del Tanque).- Muestra las capacidades de los

volúmenes en un tanque correspondiente a diferentes niveles del líquido

medidos desde un punto de referencia.

� Tanque.- Gran depósito metálico construido de acero soldado se utiliza para

almacenar crudos y derivados.

1.6 ASPECTOS METODOLÓGICOS

A continuación se describe los aspectos metodológicos que se usaron para el

desarrollo de este estudio tales como investigación e información.

1.6.1 Diseño o tipo de investigación.

7

De tipo inductiva deductiva, basada en recolección de datos para su tratamiento

análisis y esquematización con el fin de ofrecer un compendio básico para su

entendimiento por parte de personal involucrado en estos procesos.

1.6.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para la elaboración de esta tesis se emplea los siguientes métodos:

1.6.2.1 Método de observación.

Este método se lleva a cabo mediante prácticas realizadas en el campo que

son necesarias para adquirir conocimientos, experiencia para cumplir

objetivos planteados en la investigación.

1.6.2.2 Método inductivo.

Ordenadamente se enumera los diferentes sistemas de calibración, parte de un

todo, que tienen un mismo fin, el de obtener al final del proceso una buena

calibración de tanques. Y lo propio se hace con los elementos del sistema de

medición que se propone instalar previo a los estudios y análisis respectivos

para el método determinado.

1.6.2.3 Método deductivo.

Analizamos individualmente cada elemento de los sistemas basándonos,

primeramente, en su principio de funcionamiento, y características de diseño

para lo que necesitaremos, previamente, conocer las características de los

8

fluidos a almacenarse y las características deseadas en los mismos luego del

proceso.

1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Durante la elaboración de este trabajo, se utilizaron las siguientes técnicas de

investigación:

1.6.3.1 De laboratorio:

Se procederá a realizar visitas a los tanques de la estación del campo en

investigación para constatar la eficiencia de los actuales equipos con los

respectivos análisis.

1.6.3.2 De campo.

En la o las visitas que se realice a la mencionada estación de producción se

estudiará la configuración del sistema de calibración empleado y luego

analizar los diferentes factores para proyectar el sistema de propuesta.

1.6.3.3 Revisión de literatura.

Se acudirá al apoyo que nos brindan la, aunque no numerosa, pero valiosa

literatura petrolera que actualmente ofrecen bibliotecas, así como a revistas y

a información actualizada, normas API, normas ASTM

.

9

1.6.3.4 Internet.

Esta herramienta electrónico – informática proporciona hoy en día la más

actual información en una industria tan dinámica como es la que nos

compete, por lo que servirá de gran ayuda para presentar una investigación

que proponga tecnología de punta que haya tenido buenos resultados en otros

sitios.

CAPÍTULO II

2. TANQUES DE ALMACENAMIENTO, TIPOS, CLASIFICACIÓN,

DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, CALIBRACIÓN, AFORO.

En este capítulo a continuación se puede conocer un amplio concepto de lo que son

los tanques de almacenamiento, sus tipos, clasificación, diseños, la calibración y

tipos aforos.

2.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO.

En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados diferentes

tipos de recipientes para almacenar una gran cantidad de productos como son: crudo

y sus derivados, butano, propano, GLP, solventes, agua, etc.

Este tipo de tanques sirven para almacenar el crudo total, una vez tratado y separado

el petróleo, gas y agua que contenía el crudo proveniente de los pozos. Para

almacenar el crudo es aconsejable utilizar tanques de almacenamiento de techo

10

flotante, reducen el espacio entre el techo y la superficie libre del petróleo evitando

de esta manera la perdida de los elementos livianos por evaporación. Los tanques de

almacenamiento pueden clasificarse por sus volúmenes en:

� Techo fijo 10000 – 50000 bbl

� Techo flotante 50000 o más bbl (1)

Un tanque de almacenamiento de crudo puede tener las siguientes dimensiones:

70’ diámetro por 32’ de altura. Para trabajar como máximo a 16 oz de presión y 0.5

oz de vacío, a 250 º F, una capacidad de 20000 a 250000 Lbs., Estar provisto de 2

válvulas de seguridad de presión (PSV) para proteger una sobre presión o vacío,

además estar provisto de un sistema automático de control para su funcionamiento

normal. Almacena todo el crudo proveniente de los tratadores electrostáticos.

FIGURA 1. Tanques de Almacenamiento

FUENTE: Estación Lago Agrio No1

11

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Los tanques de almacenamiento forman parte de distintas operaciones en la industria

tales como:

� Tratamiento

� Producción

� Transporte

� Refinación

� Distribución

� Inventarios/Reservas

� servicios

2.2 SISTEMAS DE RECOLECCIÓN.

En la construcción de tanques se debe considerar en que sitios se va a levantar el

tanque y qué tipo de fluido va a estar en el mismo. El API no es un manual de diseño

es una referencia que tienen requerimientos mínimos que posee un tanque; la

construcción de tanques están regidas por normas internacionales, la norma API 650

trata sobre tanques que trabajan a presión atmosférica.

2.3 DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO.

Se localiza el sitio donde se va a poner el tanque, se debe realizar un estudio de

suelos, es decir investigar los tipos de estratos. en este no deben existir lechos de

12

arena porque es un riesgo sísmicos; en lo posible el suelo debe ser uniforme de un

solo tipo, de no cumplir los requerimientos se procederá a:

a) Sustitución del suelo eliminado, el suelo de baja resistencia por otro de mayor

resistencia.

b) Hincar pilotes mecánicos hasta obtener un asentamiento de estos en el suelo.

c) Las dos bases exigen de la construcción de un anillo de hormigón que está en

la periferia de todo el tanque, para mantener el tanque totalmente vertical.

2.4 CONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

� Se construye un anillo de concreto reforzado con un espesor de 18” y de 3

pies de profundidad, sobre la superficie sobresale 9”.

� Terminado el anillo se rellena de arena, para su compactación se utiliza una

ducha de agua; esta cama de arena tiene una forma de cono con un desnivel

de 8% al centro

� Se distribuyen las planchas del fondo de acuerdo a su nomenclatura

estampadas en cada una de ellas.

� Se suelda el fondo, las planchas son soldadas en forma traslapada.

� No se debe producir ningún desbalance en el tanque, se debe tomar puntos de

referencia del anillo que va a soportar el tanque.

� Se rellena el tanque con agua y debe reposar 72 horas, si se mantiene el nivel

procedemos a comprobar los niveles del anillo con los referenciales tomados

anteriormente.

13

� Si no se mantiene el nivel del liquido significa que hay fuga por lo que hay

que encontrar el sitio del problema

� Procedemos a vaciar lentamente el tanque porque si lo hacemos rápidamente

el tanque puede colapsar y dejamos que se seque.

� Vaciado el tanque procederemos a limpiar las paredes con chorro de arena

hasta dejarlo metal blanco, también se limpia exteriormente

� Se pinta interiormente con pintura epóxica hasta tener un espesor minino de

16 -20 milésimas. La función de este requerimiento es la de proteger el

tanque del ataque corrosivo del agua salada y también de las bacterias sulfato

reductoras que se forman en el agua de formación y que atacan al acero.

� La pintura exterior del tanque es con pintura anticorrosivo en lo posible de

aluminio hasta tener de 6 – 8 milésimas

� Terminada la pintura se debe conectar el tanque al resto de las facilidades de

producción existentes.(2)

2.5 CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO

DISEÑO DEL TECHO / TIPOS

Cuadro sinóptico de los tipos de tanques de almacenamiento:

SOPORTADOS

TECHO FIJO CÓNICOS

AUTO SOPORTADOS

14

DOMO O PARAGUA

CUBIERTA INTERNA FLOTANTE

TECHOS FLOTANTES DOBLE CUBIERTA EXTERNA

CUBIERTA SIMPLE EXTERNA

2.5.1 TANQUE DE TECHO FLOTANTE

Está equipado con un anillo vertical de acero alrededor de su periferia que forma un

sello contra la pared interior de la coraza del tanque. El techo durante todo el tiempo,

excepto cuando el tanque este vacío o casi vacío, flota directamente en la superficie

del petróleo y el sello evita la evaporación de petróleo cerca de las orillas, en donde

este efectivamente cierra el espacio entre el techo flotante y la pared cilíndrica del

tanque.

FIGURA 2. Tanque de Almacenamiento Techo Flotante

15

FUENTE: Fotos, GOLFO DE MÉXICO PEMEXELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del

espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el

daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las

cercanías del tanque.

El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o

externo (se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la

envolvente del tanque, debe existir un sello

La principal características de estos techos es que su techo se desliza verticalmente

dentro del cilindro, flotando directamente sobre el líquido almacenado y siguiendo

las variaciones del mismo nivel; en estas condiciones, no existen superficies libre de

evaporación y la fase gaseosa mínima.

Estos tanques se usan especialmente para almacenar productos volátiles-petróleo

crudo y gasolinas, con lo cual se disminuyen las perdidas por evaporación y se

minimizan los riesgos de incendio.

Estos tanques cuentan también con entrada de hombre, purgas para desalojar agua

pluvial acumulada, válvula de seguridad, soportes para el techo flotante, entradas y

salidas de productos y otros accesorios.

16

Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo

geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con

respecto a un techo convencional son:

Es un techo auto soportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto

evita el tener que perforar la membrana.

Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano.

Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos

riesgosos en altura.

2.5.1.1 Aplicación del techo flotante.

� Líquidos Combustibles Clase II: Líquidos con punto de inflamación mayor o

igual 37.8 o C (100 o F) y menor que 60 oC (140 o F).

� Líquidos Inflamables Clase I: Líquidos con punto de inflamación que 37.8 oC

(100oF).

� Productos con propensos a “BOIL OVER” que se requieran almacenar en

tanques mayores de 45 metros de diámetro.

� Productos almacenados a temperaturas que estén a menos de 15oF de su

temperatura de inflamación

2.5.1.2 Accesorios generales.

Válvulas de succión y venteo

17

Controlan la presión de ingreso y descarga de los tanques para evitar el colapso del

tanque durante la operación de recepción de los fluidos o descarga de los mismos.

Durante el llenado o vaciado de un tanque es prácticamente imposible evitar que la

fase gaseosa del producto manejado se ponga en comunicación con la atmosfera ya

que el tanque no está calculado para tales variaciones de presión.

FIGURA 3. Válvulas de Succión y Venteo

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Man – Hole

Son puertas de entrada a los tanques para realizar inspecciones cuando el tanque este

vacío y desgasificado, además sirve para desalojar los sedimentos cuando el tanque

está siendo reparado.

18

Bocas de Aforo

Son colocados en la parte más exterior del techo del tanque junto a la escalerilla para

subir al tanque y sirve para medir, inspeccionar, sacar muestras, etc.

Arresta llamas

Evita la propagación de llama o de chispa, se encuentra en el techo de los tanques.

FIGURA 4. Arresta llamas

FUENTE: Fotos, Ing. Fausto Ramos A.ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Sistema de Espuma

Se instala en todos los tanques en las operaciones hidrocarburíferas, es muy

económico, consta de un tanque pequeño para almacenar una proteína animal que al

ponerse en contacto con agua dulce y un succionador de aire produce la espuma que

19

será la que evitara el contacto con el oxigeno del aire produciendo el ahogamiento de

la llama.

2.5.2 TANQUE DE TECHO FIJO

Se emplea para almacenamiento de productos poco volátiles hasta cierto tamaño son

los más económicos y pueden ser techo cónico apoyado en columnas o techo cónico

auto soportable.

Los tanques de techo fijo más comunes en la actualidad son los que utilizan para

tanques de lavado y los tanques de surgencias.

El tanque atmosférico de techo fijo es aquel que puede tener techo auto soportado o

por columnas, la superficie del techo puede tener forma de domo o cono. El tanque

opera con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los

líquidos. El tanque de techo fijo es usado para almacenar líquidos en razón a que no

es exigido.

Entre estos tanques podemos distinguir:

� Tanques de fondo plano, cuerpo cilíndrico y techo cónico

� Tanques de fondo y techo hemisférico y cuerpo cilíndrico.

Estos tanques son construidos utilizando chapas de acero soldadas de acuerdo a

normas y diseño establecido, los tanques cuentan con una o más cañerías de entrada

y salida de productos en la parte inferior del tanque, y otros accesorios como:

escaleras barandilla, pasarela, entrada de hombre, accesorios para sacar muestras,

20

accesorios para medida de nivel, accesorios de calefacción, de mezcla de productos y

seguridad. Excesivas en la operación normal del tanque. Estas válvulas de alivio son

instaladas con su respectivo arresta llamas que está colocado entre la fase del tanque

y el medio exterior donde se puede producir llamas.

Constan de:

Válvula respiradora

Aspersor de agua

Sumidero de drenaje

Canal de drenaje

FIGURA 5. Tanque de Almacenamiento Techo Fijo

FUENTE: Fotos, Ing. Fausto RamosELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

21

Además de la instalación de válvulas de alivio, los tanques de techo fijo son

construidos a propósito con la débil costura entre el cilindro y el techo, que puede ser

de alivio en caso de presentarse presiones excesivas, fuera de las condiciones

normales de operación, ya que la chapa se rompe en esta soldadura, evitando así la

destrucción completa del tanque. Esta sobrepresiones excesivas pueden deberse a

\fallas de las válvulas de alivio o explosiones en el interior del tanque.

Entre los accesorios de seguridad para los tanques de techo fijo tenemos válvulas de

alivio para evitar presiones o depresiones

2.5.2.1 Aplicación de techos fijos.

� Líquidos Combustible Clase III A: Líquidos con un punto de inflamación

mayor o igual a 60o C (140 oF) y menor que 93.3 oC (200 oF).

� Líquidos Combustibles Clase III B: Líquidos con un punto de inflamación

mayor o igual a 93.3 oC (200 oC).

2.5.2.2 Accesorios generales.

Válvulas de succión y venteo

Controlan la presión de ingreso y descarga de los tanques para evitar el colapso del

tanque durante la operación de recepción de los fluidos o descarga de los mismos.

Durante el llenado o vaciado de un tanque es prácticamente imposible evitar que la

fase gaseosa del producto manejado se ponga en comunicación con la atmosfera ya

que el tanque no está calculado para tales variaciones de presión.

22

Bocas de Aforo

Son colocados en la parte más exterior del techo del tanque junto a la escalerilla para

subir al tanque y sirve para medir, inspeccionar, sacar muestras, etc.

Man – Hole

Son puertas de entrada a los tanques para realizar inspecciones cuando el tanque este

vacío y desgasificado, además sirve para desalojar los sedimentos cuando el tanque

está siendo reparado

FIGURA 6. Man - Hole

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Arresta llamas

Evita la propagación de llama o de chispa, debido al contacto de la fase gaseosa que

puede estar dentro del tanque a una presión con elementos inflamables y se encuentra

23

en el techo de los tanques para controlar desde la parte más alta el proceso de

incendio.

Sistema de Espuma

Se instala en todos los tanques en las operaciones hidrocarburíferas, es muy

económico, consta de un tanque pequeño para almacenar una proteína animal que al

ponerse en contacto con agua dulce y un succionador de aire produce la espuma que

será la que evitara el contacto con el oxigeno del aire produciendo el ahogamiento de

la llama.

FIGURA 7. Sistema de Espuma

FUENTE: Fotos, Ing. Fausto Ramos A.ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

2.6 COLAPSO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

FIGURA 8. Colapso de Tanques de Almacenamiento

24

FUENTE: Fotos. Ing. Fausto RamosELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

El colapso de un tanque se debe debido a que la presión atmosférica actúa directo

sobre las paredes y techos de los Tanques haciendo que la presión al vaciar a un

tanque disminuya y así colapsen.

2.7 NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES EN TANQUES DE

ALMACENAMIENTO.

2.7.1 AWWA D100.

“AMERICAN WATER WORKS ASSOC. STANDARD FOR WELDED STELL

ELEVATED TANKS, STAN – PIPES AND RESERVOIRS FOR WATER

STORAGE”

Esta norma más que especificar ecuaciones particulares para el diseño de los

componentes, establece requisitos generales asociados con cargas de diseño,

esfuerzos admisibles, exámenes radiográficos, etc.

25

2.7.2 PDVSA - F – 202 – PRT

Requerimientos de diseño, fabricación, inspección, prueba y entrega de tanques

fabricados en taller y campo; que operan a presión atmosférica o baja presión.

2.7.3 ANSI B96.1:

Requerimientos similares al API 650, pero para tanques fabricados en aluminio.

2.7.4 API 12D

Diseño, Fabricación e Instalación de tanques cilíndricos verticales, sobre superficie,

soldados y fabricados en acero en capacidades nominales de 500 a 1000 barriles en

tamaño estándar.

2.7.5 API 12F

Similar al API 12D, pero los tanques son fabricados en taller con capacidades desde

90 hasta 750 barriles.

2.7.6 API 620

Cubre el diseño de y construcción de tanques grandes de acero al carbón, operados a

media presión, verticales sobre la superficie y con temperaturas no mayor de 200o C.

Las presiones exceden de 2.5 psi; pero no pueden ser mayores de 15 psig.

El apéndice “R” aplica a los tanques operando entre 40 a 60o F.

2.7.7 API 650

26

Cubre los requerimientos mínimos para diseño, fabricación, instalación, materiales e

inspección de tanques cilíndricos verticales sobre tierra, no refrigerados, de tope

abierto o cerrado, construido con planchas de acero soldadas, para almacenar crido y

sus derivados, donde la temperatura no excede de 5000 F y la presión manométrica

de 0.5 psi. (3)

2.8 SELECCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

La presión de almacenamiento es mayor que la presión de vapor verdadera

correspondiente a la temperatura de almacenamiento del producto, o que la

temperatura sea menor a la temperatura de saturación correspondiente a la presión de

almacenamiento del producto.

La selección del tipo de recipiente y su presión de trabajo dependerá de la presión de

vapor verdadera del producto a la temperatura de almacenamiento. De esta manera

garantizar que el producto se encuentre en fase liquida y evitar las mermas (perdidas

por evaporación) y de esta manera optimizar el volumen.

Si la temperatura del diseño del metal sobrepasa los 93.3o C, los valores de

resistencia mínima a la fluencia y modulo de elasticidad para el cálculo de cualquier

componente del tanque, deben ser corregidos de acuerdo a los requerimientos

indicados por el API – 650.

Para decidir que combinación de presión y temperatura a usar, es importante hacer

un análisis técnico – económico que garantice la mejor relación costo beneficio.

27

2.9 CORROSIÓN DE TANQUES.

La corrosión de tanques puedes ser el resultado de:

a) Oxidación directa en presencia de aire y humedad.

b) Presencia de electrolitos activos que atacan el metal en el agua que se asienta

el petróleo en el fondo del tanque y se acumula contra el lado inferior del

fondo del tanque del terreno de cementación.

c) Compuestos de azufre en el aceite especialmente acido sulfhídrico que se

desprenden en forma gaseosa, ataca el metal del tanque formando sulfuro de

hierro y se combina con la humedad del aire para producir acido sulfúrico

corrosivo.

d) Corrosión galvánica y efecto electroquímico como resultado de una

diferencia de potencial creada entre diferentes porciones del tanque o

sustancias en contacto con él.

El fondo está sujeto a corrosión por el suelo y por el contacto de agua salada debido

al petróleo; el techo soporta la exposición a la intemperie y a la corrosión de azufre y

de otros gases y vapores derivados del petróleo. Los suelos alcalinos pueden causar

corrosión rápida en el metal aun cuando el suelo sea bastante seco; el suelo debe ser

de textura homogénea de preferencia de arcilla arenosa predominantemente la arcilla.

La evaporación durante el almacenamiento es especialmente notable en crudos más

ligeros y se estima que varia 1 a 25% dependiendo de la agitación que sufre el

petróleo y la duración de tiempo de almacenaje. El petróleo sufre su mayor perdida

28

durante los primeros días de almacenamiento, la agitación del petróleo durante su

admisión al tanque contribuye en gran parte a este resultado. El petróleo superficial

al reducirse en gravedad por la pérdida de sus componentes más ligeros se hunde y

es sustituido por el petróleo más ligero de estratos más bajos.

2.10 PRUEBAS.

Los tanques de almacenamiento de líquidos petrolíferos serán sometidos a prueba

hidrostática llenos de agua a la temperatura ambiente. La prueba se mantendrá

durante el tiempo necesario para examinar el tanque y observar si existen fugas o se

producen deformaciones o asentamientos del terreno que pueda suponer un riesgo en

su utilización.

2.11 CALIBRACIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO.

Consiste en el proceso de determinar el volumen total e incremental del tanque en las

condiciones de uso. La calibración de los tanques de almacenamiento se debe

efectuar cuando su integridad mecánica se ve afectada por reparaciones o cambios

estructurales ya sea por cambio en la inclinación, en el diámetro, en la altura de

referencia o en el espesor de la lámina sección.

La calibración del fondo del tanque se debe hacer usando el nivel óptico para nivelar

el fondo del tanque, corregir defectos de pendiente, deformaciones e irregularidades

en el mismo, evaluando la pendiente real y el volumen del fondo del tanque con sus

respectivos incrementos cónicos.

29

La exactitud en la determinación de las dimensiones de un tanque es un factor muy

importante para la determinación del volumen del líquido si tenemos en cuenta las

consecuencias que tienen las mediciones incorrectas en una tabla de capacidad

errónea, la cual puede permanecer en uso durante un largo periodo de tiempo antes

de que sea advertido el error. Los errores en la tabla de capacidad originan errores en

la contabilización de los contenidos del tanque, y por tanto, que las transacciones

comerciales y pagos están sujetos a litigios y discusiones. Los problemas que se

plantean por estos errores son muy difíciles, y a veces, imposibles de resolver sin

pérdidas por una de las partes involucradas. Como resulta tan importante el método y

el grado de exactitud empleados al tomar las dimensiones de un tanque, deben ser

presenciadas por todas las partes interesadas en determinar las existencias en un

tanque calibrado.

A pesar de que muchos tanques en un mismo parque puedan parecer idénticos, si

aplicamos mediciones con elevada precisión notaremos que cada uno tiene

dimensiones únicas. Por lo tanto no es aceptable realizar las tablas de calibración de

tanques basados en los planos ingenieriles utilizados en su construcción,

especialmente si estas medidas van a ser utilizadas para crear una base de datos para

el posterior cálculo de masa y volumen.

Un pequeño error en las mediciones conlleva a serias discrepancias en el registro de

calibración. Esto introduce errores sistemáticos en el cálculo de las cantidades, ya

sean de entradas o salidas del tanque en el tiempo en que esté en servicio, o hasta que

se le realice una nueva calibración. A pesar de que muchos tanques en un mismo

30

parque puedan parecer idénticos, si aplicamos mediciones con elevada precisión

notaremos que cada uno tiene dimensiones únicas. Un pequeño error en las

mediciones conlleva a serias discrepancias en el registro de calibración. Esto

introduce errores sistemáticos en el cálculo de las cantidades, ya sean de entradas o

salidas del tanque en el tiempo en que esté en servicio, o hasta que se le realice una

nueva calibración.

2.12 MÉTODOS DE CALIBRACIÓN

La calibración de un tanque puede ejecutarse por uno de los métodos siguientes:

� Geométrico.

� Volumétrico.

� Gravimétrico.

La selección del método o del procedimiento está relacionada con la capacidad

nominal del tanque, su forma, su ubicación, las condiciones de uso, etc.

2.12.1 Método Geométrico

Los métodos geométricos consisten en una medición directa o indirecta de las

dimensiones exteriores o interiores del tanque, de las obras muertas positivas y

negativas y del techo o pantalla flotante, si son acoplados.

Para la calibración geométrica se emplean los siguientes métodos:

31

� Método de Encintado para tanques cilíndricos verticales (NC-ISO 7507-1)

� Método de la Línea Óptica de Referencia para tanques cilíndricos verticales

(ISO 7507-2)

� Método de Triangulación Óptica, para tanques cilíndricos verticales (ISO

7507-3).

� Método electro-óptico de distancias ordenadas mediante mediciones internas

(ISO 7507-4).

� Método electro-óptico de distancias ordenadas mediante mediciones externas

(ISO 7507-5).

2.12.2 Método Volumétrico

En general se usa para cualquier tipo de tanque aunque se recomienda según la

norma API 2555 para capacidades entre 1000m3 a 3500m3 (como restricción

volumétrica).

Las mediciones se realizan con ayuda de una instalación patrón que cuenta con un

caudalímetro que garantice la exactitud requerida y una cinta metálica patrón con

plomada, ambos calibradas y certificadas por el organismo metrológico estatal,

preferentemente acreditado.

La calibración puede realizarse con combustible o agua, prefiriéndose este último

como líquido de trabajo debido a que garantiza mayor seguridad (líquido poco volátil

y no inflamable).

32

2.12.3 Método gravimétrico.

Consiste en determinar la masa del tanque a calibrar primeramente lleno de agua y

después de vaciado con básculas de elevada precisión. La diferencia entre ambas

mediciones permite calcular el volumen del tanque mediante la densidad del

producto utilizado en la calibración (agua).

Para confeccionar la tabla de capacidades del tanque (TCT) se procede de igual

manera que el método volumétrico, o sea, mediante etapas de llenado o de vaciado se

obtienen las capacidades parciales a diferentes niveles utilizando la masa como

parámetro intermedio.

Se realizan las correcciones correspondientes por efecto de la temperatura sobre la

densidad del agua así como las propias debido al proceso de pesada.

2.13 NORMAS PARA LA CALIBRACIÓN

Las normas que se señalan a continuación, están apropiadas por la American

Petroleum Institute (API) y la American Society for Testing and Materiales

(ASTM). Estas normas es el resultado de un acuerdo para la publicación de las

Normas, para petróleo, derivados de petróleo y lubricantes.

� Norma API – 2550 ASTM D -1220. Método para Calibración y Medición de

Tanques Cilíndricos

� Norma API – 2551 ASTM D -1410. Método para Calibración de Tanques

Horizontales. Norma API – 2552 ASTM D -1408.

33

� Método para Calibración y Medición de Esferas y Esferoides. Norma API –

2553 ASTM D -1407.

� Método para Calibración y Medición de Tanques de Buques. Norma API –

2554 ASTM D -1409.

� Método para Calibración y Medición de Carros Tanques. Norma API – 2555

ASTM D -1406.

� Método para Calibración de Tanques mediante llenado de líquido.

2.14 AFORO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

El proceso que se utiliza para determinar la cantidad de líquido de petróleo en un

tanque de almacenamiento se denomina “aforo”. Los aforadores determinan la altura

del liquido en el tanque, bien sea automática o manualmente. Estos se refieren luego

a las tablas de aforo para mantener y obtener el líquido en la altura de líquido

medido.

El aforo se lo realiza después de haber calibrado el tanque y que los resultados de la

calibración sean aprobados por la autoridad (DNH) tomando en cuenta los

volúmenes de los respectivos medidores e instrumentos colocados en el tanque.

2.14.1 TIPOS DE AFOROS.

2.14.1.1 Aforador Automático

El aforador de nivel automático más comúnmente utilizado es el ‘aforador de

flotador’ usado en la industria petrolera por la mayoría de empresas productoras de

34

petróleo. Mediante una cinta de acero se suspende un flotador hecho de material no-

corrosivo.

Éste descansa sobre la superficie del líquido en el tanque y se mueve hacia arriba y

abajo mientras que cambia el nivel del líquido, como una boya marcadora que se

mueve de arriba para abajo en la marea. La cinta se acopla al mecanismo que la

enrolla automáticamente conforme se eleva el nivel del líquido y la desenrolla al

bajar el nivel del líquido. El nivel del líquido se lee en un indicador acoplado al

mecanismo. Pueden utilizarse aforadores de tipo flotante en tanque con techos fijos,

de forma cónica y flotante.

FIGURA 9. Aforador Automático

FUENTE: Guía de Curso, Ing. Fausto Ramos A.

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

35

2.14.2 Servo – Aforador

Otros dispositivos de aforo automático incluyen el servo aforadores de nivel y los

aforadores hidrostáticos para tanque. Los servo aforadores de nivel son similares a

los aforadores de flotador en que miden la subida o bajada del nivel del líquido en el

tanque. No obstante, en lugar de un flotador el servo-aforador de nivel utiliza un

desplazador que se suspende sumergido parcialmente en el líquido. El desplazador se

conecta por un alambre flexible a un aforador montado en la cubierta o en el lado del

tanque. En cuanto cambia el nivel del líquido, el aforador detecta el movimiento y lo

traduce en una medición de volumen.

El servo aforador es el segundo tipo de aforadores que la industria petrolera utiliza

para la actividad de aforo de sus tanques de almacenamiento de petróleo.

FIGURA 10. Servo aforador

36

FUENTE: Guía de Curso, Ing. Fausto Ramos A.

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

2.15 Aforador Hidrostático

Los aforadores hidrostáticos para tanques utilizan presión para establecer el nivel

líquido en un tanque. La altura del líquido en el tanque equivale a un volumen que se

multiplica

Por su densidad para dar la masa del líquido, en lugar de su volumen. Este tipo de

aforador es especialmente útil para productos como el asfalto que hacen uso del peso

como base para la transferencia de custodia.

FIGURA 11. Aforador Hidrostático

37

FUENTE: Guía de Curso, Ing. Fausto Ramos A.ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

2.15.1.1 Aforador Manual

Tal como en el aforo automático, la meta del aforo manual es determinar la altura del

líquido en el tanque. Los volúmenes líquidos se determinan manualmente bien sea por el

método de sumersión superficial o por el de sumersión profunda. En el método de

‘sumersión superficial’ (Fig. No 12), el aforador mide la distancia de la superficie del

líquido a la parte superficie del tanque. En el de ‘sumersión profunda’ (Fig. No 13), el

aforador mide la distancia desde la superficie del líquido al fondo del tanque.

En ambos casos, el aforador baja una barra en una cinta de acero al líquido y nota el

punto de intersección de la cinta o de la barra con la superficie del líquido. El proceso es

similar al de la comprobación del nivel del aceite en su automóvil. En el método de

sumersión superficial, antes del aforo de un tanque, el aforador requiere:

38

Un punto de referencia - el lugar, usualmente en la cubierta del tanque, desde el cual se

leen las mediciones

La altura de aforo del tanque - la distancia desde el fondo del tanque a un punto de

referencia;

FIGURA 12. Sumersión superficial FIGURA 13. Sumersión Profunda

FUENTE: Guía de Curso, Ing. Fausto Ramos A.ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

2.16 CONDICIONES PARA EL AFORO:

Durante el aforo deben observarse todas las reglas de seguridad y contra incendios,

necesario para la prevención de accidentes de cualquier tipo.

Se prefiere que el recipiente se encuentre totalmente vacío y limpio antes de

comenzar el trabajo.

39

Se establecen exigencias para el control de la temperatura tanto ambiental como del

líquido de trabajo (agua o combustible).

El recipiente deberá ser hermético.

2.17 TABLAS DE AFORO

Las tablas de aforo dan el volumen de un tanque a cualquier profundidad que se

mida. Las tablas se derivan de un proceso conocido como el “dimensionamiento de

un tanque”

Un dimensionado de tanque mide:

� La circunferencia del tanque

� La profundidad del tanque

� El grosor de las paredes del tanque y

� Los dispositivos dentro del tanque, tales como las placas de aforo y las

conexiones de las tuberías.

Las tablas de aforo deben:

� Presentar los niveles en unidades de metros-centímetros-milímetros (cm –

mm) y los volúmenes en barriles.

� Ser firmada por la empresa consultora y aprobada por el Ministerio de Minas

y Energía.

40

� La placa de identificación del tanque y el registro del aforo deben elaborarse

en acero inoxidable de 1 mm de espesor por 200 mm de lado, tener facilidad

para su instalación y tener la siguiente información en alto o bajo relieve:

� Producto almacenado

� Altura de referencia en milímetros (mm)

� Diámetro nominal

� Altura nominal

� Número de identificación de Petroecuador del tanque

� Norma utilizada para realizar el aforo/ fecha de aforo

� Compañía aforadora

� Encabezado de la placa con el logo y nombre.

Tabla de aforo (VER EN ANEXO 3)

41

CAPITULO III

3. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA, MEDICIONES, ERRORES EN LA

MEDICIÓN

3.1 ¿Qué es la Transferencia de Custodia?

La transferencia de custodia se produce cuando hay cambio de propietarios de un

producto petrolero. Las mediciones exactas de volumen son esenciales para asegurar

la satisfacción tanto del comprador como del vendedor del producto. Las medidas de

volumen estándar neto son la base para las transacciones entre las partes interesadas.

FIGURA 14. Transferencia de Custodia.

FUENTE: Fotos, Ing. Fausto Ramos A.ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

En este capítulo se trata la importancia de la transferencia de custodia y las

mediciones en la transferencia de custodia.

42

Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Después, estos son

transportados, procesados y almacenados un número de veces hasta llegar a los

consumidores. Durante este trayecto desde la cabeza del pozo al cliente, el

propietario del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de

transporte y almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo: sólo

cambia la responsabilidad por el producto. Se dice que tiene la “custodia” de ese

producto quien quiera que sea propietario o responsable de dicho producto. La

transferencia de custodia sucede cuando la custodia del producto pasa de una entidad

a otra.

“La ‘Transferencia de custodia’ es el traspaso de responsabilidad durante el

almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petróleo

líquido. Cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición errónea es la

responsabilidad de la compañía operadora del oleoducto”. (4)

La transferencia de custodia se da en varios puntos de la trayectoria del producto

desde el borde del pozo hasta el usuario final. Algunos de los puntos de transferencia

de custodia son:

• Inyección del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el productor

(despachador).

• Recepción del crudo en una instalación de almacenamiento de una refinería.

• Inyección de un producto refinado al oleoducto.

43

• Movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite jurisdiccional; y

• Entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para venta.

3.2 MEDICIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

La transferencia de custodia es la base para una amplia gama de transacciones

comerciales en la industria petrolera. Es esencial tomar medidas exactas en el punto

de la transferencia.

FIGURA 15. Medidor de turbina para de Transferencia de Custodia

FUENTE: Estación Baeza AGIP OÍLELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

La medición del volumen del crudo, gases licuados de petróleo (GLP) y productos

refinados en oleoductos poliductos y tanques de almacenamiento es una parte

sumamente importante de la operación del transporte. Las compañías operadoras de

oleoductos (transportadoras) deben conocer los volúmenes de petróleo crudo, GLP y

44

otros líquidos que manejan, ya que estos volúmenes determinan la cantidad que se

les paga.

El líquido se mide tanto en el oleoducto durante la transferencia de custodia (cuando

el líquido cambia de propietario) y en las instalaciones de almacenamiento. La

densidad del líquido, presión de vapor, temperatura y presión influyen en el

volumen. Por lo tanto, también deben medirse estos factores ajustándose el volumen

de acuerdo a estos.

El costo potencial de mediciones inexactas es alto. Un terminal de carga de tanques

típico puede cargar $100 millones de producto al año. Un error de tan sólo 0.25 por

ciento significa una posible pérdida anual al operador del oleoducto de $250 000.

Desde el punto de vista económico es recomendable asegurar que los errores en

medición sean lo más bajos como sea posible.

En el oleoducto o en las instalaciones de almacenamiento hay que asegurar el

volumen transferido sea exacto. Para que se produzca esta transición de

responsabilidad las mediciones de volumen deben ser absolutas. Las mediciones

exactas de la cantidad del producto deben hacerse durante el proceso de transferencia

de custodia. Por ejemplo, el petróleo crudo contiene agua y sedimentos (BS&W). El

volumen de agua y sedimentos debe sustraerse del volumen total del crudo.

Asimismo, se aplican factores de corrección para convertir las medidas de volumen

medido a volumen estándar neto.

45

3.3 VOLUMEN ESTÁNDAR NETO Y BRUTO

El volumen estándar neto es el volumen medido, ajustado a condiciones de

temperatura y presión estándar. El ‘volumen estándar neto’ es el volumen de un

producto a 60ºF (15ºC) y a 14.7 psi (101.3kPa) después de sustraer el BS&W. Los

crudos en bruto necesitan ajustarse por el agua y sedimento. El ‘volumen estándar

bruto’ sería el volumen completo de crudo en bruto, incluyendo el agua y sedimento.

Por ejemplo, si la compañía de oleoducto transporta un producto desde la Estación

Lago Agrio a la Estación Balao, el volumen estándar neto permanecerá constante a

pesar de los cambios en temperatura y presión. Esto permite que se haga el pago

adecuado de manera que las partes interesadas en el proceso estén satisfechas. La

finalidad de la transferencia de custodia es el pago exacto. (5)

3.4 EFECTOS DE LA PRESIÓN Y TEMPERATURA EN LA MEDICIÓN

El volumen del líquido cambia al variar su temperatura o presión. Al aumentar la

temperatura, el volumen de líquido se incrementa. Cuando sube la temperatura en un

bache de petróleo crudo, por ejemplo, ocupa más espacio en la tubería debido a que

las moléculas están mucho menos espaciadas.

Conforme se incrementa la presión, el volumen decrece. Por ejemplo, un bache de

crudo en una tubería bajo presión ocupa menos espacio debido a que sus moléculas

se han unido a la fuerza. El efecto es similar al de exprimir un pedazo de espuma -

cuanto más presión se aplica, el volumen es menor. No es necesario considerar la

presión del vapor cuando se miden productos petroleros líquidos, tales como

46

petróleos crudos o condensados con densidades mayores o iguales a 39.8 ibn/pie3

(638 kg/m3).

Los aforadores deben registrar la temperatura en línea y presión en línea cada vez

que miden líquidos. Estas cifras se utilizan para convertir el volumen medido a un

volumen estándar. El volumen estándar es el volumen del líquido a 60ºF (15ºC) y

14.7 psi (101.3 kipá). Los aforadores utilizan el volumen estándar para obtener una

medida real del producto cualquiera que sea presión o temperatura del líquido.

3.5 CORRECCIÓN DEL VOLUMEN PARA EFECTOS DE TEMPERATURA

Para corregir los efectos de la temperatura sobre líquidos como el GLP, el crudo

generalizado, o los volúmenes generalizados de productos refinados, se obtiene el

factor de corrección de temperatura en el líquido (CTL) de la siguiente manera:

� Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas que incorporan densidad

y temperaturas de flujo; o

� Como una salida desde una computadora local, alimentada con datos de

densidad y temperatura.

La siguiente tabla se refiere a la magnitud general de la corrección asociada con los

diferentes productos que fluyen en las mismas condiciones de temperatura y presión.

(6)

47

TABLA 1. Aplicación de los Factores de Corrección.

Producto Fluyendo

a 420F (50C)

145 psi (1000kPa)

Densidad

Lbm/pie3

Densidad

Kg/m3 CTL CPL

GLP (130

psi)(900Kpa)

Producto Refinado

Crudo

34.3

46.8

53.1

550

750

850

1.0230

1.0120

1.0085

1.0020

1.0010

1.007

Por ejemplo 35 310 pies3 (1000m3) de GLP a 410F (50C) Y 145 psi (1000 kPa) tendría

Un volumen estándar a 60oF (150C) y 14.7 psi (101.3kPa) de:

35 310 pies3 1.2030 1.0020 = 36 194 pies3 (un 25 % incremento)

1000 m3 1.0230 1.0020 m3 (un 25% incremento)

Los factores CIL Y CPL y el cálculo de ejemplo, muestran la magnitud del cambio de

volumen

Asociado con la corrección del volumen estándar.

FUENTE: Guía de Apoyo, Ing. Fausto Ramos A.

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

3.6 CORRECCIÓN DEL VOLUMEN POR EFECTO DE LA PRESIÓN

Para corregir los efectos de la presión en el GLP, crudo generalizado o volúmenes de

generalizados de productos refinados, se obtiene el factor CPL de la siguiente

manera:

48

� Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas y computaciones que

consideran densidad, presión y compresibilidad; o

� Como una salida desde una computadora local que es alimentada con los

datos necesarios.

3.7 ERRORES DE INVENTARIO EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO

DE PETRÓLEO.

En todos los sectores de la actividad técnica, económica, social y científica es

necesaria la utilización de los más modernos instrumentos de medición para obtener

resultados exactos y seguros, siendo estos a su vez, factores obligatorios para la

obtención de una alta productividad.

Las mediciones de carácter práctico requieren hoy de una sensibilidad y exactitud sin

precedentes para un amplísimo rango de propiedades de materiales o sistemas y de

características de señales.

La metrología es, según definición dada en el Vocabulario internacional de términos

fundamentales y básicos de Metrología

"La disciplina científica que se dedica a las mediciones. La metrología abarca tanto

los aspectos teóricos como los aspectos prácticos de las mediciones, sea cual fuere el

nivel de exactitud, o el campo de la ciencia o de la tecnología en el que ocurren." ()

49

3.8 ERRORES DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

La cualidad de un instrumento de dar indicaciones próximas al valor verdadero del

mensurando y que, por tanto, refleja la cercanía a cero de sus errores, se denomina

exactitud del mismo.

Los errores de los instrumentos de medición tienen dos componentes:

a) Un error sistemático

b) Un error aleatorio.

3.8.1 Los errores sistemáticos son en general función de la magnitud medida y se

deben tanto a errores determinados por la estructura del diseño del

instrumento como a errores de fabricación de los mismos.

Los errores sistemáticos de un instrumento de medición se estiman durante el

proceso de calibración del mismo (en los laboratorios de metrología estos se

determinan aplicando por lo general un método de comparación entre las

indicaciones del instrumento y la de un patrón) y se reflejan en el certificado

de calibración. Puesto que estos errores en general cambian con el tiempo

debido al desgaste y al envejecimiento de los elementos del instrumento, es

necesario repetir este proceso de calibración cada cierto tiempo para

actualizar el valor del estimado de los errores del instrumento.

Se denomina corrección al valor que debe sumarse algebraicamente al resultado sin

corregir de una medición para compensar el error sistemático y es numéricamente

50

igual a este error pero de signo contrario. En dependencia del nivel de exactitud

requerida en la medición, esta corrección se realiza o no, lo cual es determinado por

el usuario del instrumento.

3.8.2 Los errores aleatorios de los instrumentos de medición deben su aparición a

variaciones aleatorias (casuales, fortuitas) de los parámetros de sus elementos

bajo condiciones estables de funcionamiento. Esta componente del error del

instrumento se denomina error de respetabilidad y es, en general, función del

valor de la magnitud medida.

3.8.3 Error máximo permisible (e.m.p.) de un instrumento de medición es el valor

extremo del error permitido por especificaciones, reglamentos, etc. para un

instrumento de medición dado. Este error es normalmente reportado por el

fabricante en la documentación técnica del instrumento, muchas veces como

precisión.

3.9 ERRORES DE LA MEDICIÓN

En cualquier proceso de medición interactúan una serie de componentes que determinan

su resultado. Para la valoración objetiva de este resultado es necesario enfocar el

proceso de medición como un sistema.

Al igual que en los instrumentos, el resultado de una medición se verá afectado por los

errores sistemáticos y aleatorios.

51

3.9.1 El error sistemático proviene de efectos reconocidos de una magnitud

influyente (efectos sistemáticos), los cuales pueden ser cuantificados y

estimarse una corrección o factor de corrección que permite disminuir éste.

Según el VIM error sistemático es la media que puede resultar de un infinito

número de mediciones de la misma magnitud a medir llevadas a cabo bajo

condiciones de respetabilidad, menos el valor verdadero de dicha magnitud.

3.9.2 El error aleatorio no puede compensarse mediante correcciones, pero puede

reducirse aumentando el número de mediciones. Según el Vocabulario

internacional de términos fundamentales y básicos de Metrología (VIM) error

aleatorio es el resultado de una medición menos la media que pudiera resultar

de un infinito número de mediciones repetidas de la misma magnitud a medir

llevadas a cabo bajo condiciones de respetabilidad.

3.10 VALORACIÓN DE LA MEDICIÓN

La valoración de la medición desde el punto de sistema permite analizar la interacción

que tienen entre si los siguientes componentes:

1. El objeto de medición (lo que se quiere medir)

2. Instrumentals

3. De meted

4. Debido a agentes externos

5. Del observador

6. Matemáticos

52

1). El objeto de medición en este caso será el producto almacenado en los tanques.

Las propiedades físicas de un líquido pueden influir en la precisión con la cual se mide

su volumen. Por ejemplo, el personal que se dedica a la medición de volumen con

frecuencia experimenta problemas a la hora de realizar las mediciones del contenido en

los tanques cuando estos almacenan productos muy volátiles como las naftas o de gran

viscosidad como pueden ser los petróleos de grado 6. En los tanques donde se almacena

petróleo crudo es muy difícil realizar las mediciones debido a que en su gran mayoría

tienden a depositar una buena cantidad de lodo que se distribuye de manera desigual en

el fondo del tanque afectando el valor de la medición.

2). La segunda fuente de error es la propia limitación de los instrumentos de medición

que utilizamos. Si un instrumento de medición tiene su calibración vigente y ha sido

usado correctamente, se puede afirmar que sus errores están dentro de los límites del

error máximo permisible especificados en la documentación correspondiente. En

mediciones de alta exactitud los errores instrumentales pueden disminuirse en gran

medida introduciendo las correcciones reportadas en su certificado de calibración.

Aunque la calidad de un instrumento está relacionada con los errores que produce, estos

también dependen de la forma en que sean utilizados. Por tanto, se recomienda conocer

lo mejor posible las características de un instrumento antes de utilizarlo. Si no se

cumplen los requisitos establecidos en el manual técnico del instrumento de medición

dado, tales como condiciones nominales de funcionamiento, tiempo de

53

precalentamiento, correcta instalación, etc., el error de medida puede ser bastante mayor

que el esperado.

3). Los errores de método, también denominados errores teóricos, son los debidos a la

imperfección del método de medición. Entre estos podemos señalar los siguientes:

� Errores que son la consecuencia de ciertas aproximaciones al aplicar el

principio de medición y considerar que se cumple una ley física determinada o al

utilizar determinadas relaciones empíricas.

� Errores del método que surgen al extrapolar la propiedad que se mide en una

parte limitada del objeto de medición al objeto completo, si éste no posee

homogeneidad de la propiedad medida.

Así, por ejemplo, es un error de método reportar la densidad del combustible

almacenado en un depósito de gran altura en base a la medición de temperatura

medida en un solo punto cuando se trate de productos pesados, el cual tiende a

estratificarse. Obviamente no podemos afirmar que la temperatura del combustible sea

uniforme en todo el volumen (la temperatura se mide para poder expresar la densidad

específica o densidad de referencia a 15oC o 60 o F como está convenido

internacionalmente).

ERRORES EN LA INSTALACIÓN:

Accesorios del tanque

54

Para obtener la mejor precisión de los sistemas de medida utilizados es un requisito

emplear una plataforma de sensor estable. La utilización de un tubo de soporte, es una

técnica disponible y conocida que ya se encuentra presente en muchos tanques con o

sin techo flotante. La presencia de este accesorio es una ventaja que permite obtener la

mejor precisión posible cuando se escoge un instrumento. Es posible compensar vía

software algunos de los efectos que provoca la inestabilidad de la instalación.

� Temperatura

Constituye un error instalar sondas puntuales de temperatura en productos que tiendan

a estratificarse.

� Presión

En el sistema basado en columna hidrostática y mediciones de presión (HTG), el

transmisor debe estar instalado lo más abajo posible, pero por encima del nivel

máximo de agua y sedimentos. Es importante tener en cuenta que el producto que se

encuentra por debajo de la conexión no será medido. Esta restricción limita,

severamente, la cantidad mínima que puede ser medida para propósitos comerciales y

fiscales.

También es importante destacar que cuando el nivel del producto se encuentre por

debajo no se podrá obtener el valor de la densidad. Por ello, se debe tener especial

cuidado con la distancia a la que se es colocado este transmisor de para evitar este tipo

de fenómeno.

55

Un estudio realizado por la Entidad de Pesos y Medidas Holandesa, muestra que el

viento (distancia entre sensores) puede provocar errores de hasta 0,2% en 10 metros de

altura. En tanques de techo fijo, la compensación de este error se puede llevar a cabo

con una conexión externa. Las altas presiones nominales que se pueden encontrar en

esferas y depósitos horizontales, requieren transmisores desarrollados especialmente

para estas aplicaciones. La medición de pequeñas señales sobrepuestas a la alta

presión reduce la precisión.

� Nivel

Medidores de nivel en instalación no estable o una mala adaptación del equipo al

producto que se desea medir este parámetro. A continuación se muestra una tabla que

establece en qué tipo de productos se pueden aprovechar las ventajas que ofrecen los

equipos medidores de nivel.

TABLA 2. Ventajas de los Medidores de Nivel.

ProductosMétodo

manualServo Radar HTG (*)

Negros - + / - + -

Blancos + + + + / -

Fuente: Guía de apoyo, Ing. Fausto Ramos A.Elaborado por: Marlon R. Espinoza P.

56

Asumiendo que este sistema se utiliza para la medición de volumen (regularmente se

utiliza para medir masa).

Los símbolos + y - indican en qué medida deben emplearse los equipos para obtener

un mejor aprovechamiento de las características de los mismos según el producto que

se desee medir.

Productos negros: Crudos, fuel-oíl y asfaltos.

Productos blancos: Gas licuado del petróleo, naftas, gasolinas, queroseno, turbo-

combustible y Diesel.

4). Los agentes externos que actúan en el proceso de medición se pueden clasificar en

dos grupos:

� Factores ambientales

� Presencia de señales o elementos parásitos

Tanto la magnitud a medir como la respuesta de los instrumentos de medición,

dependen en mayor o menor grado de las condiciones ambientales en que el proceso se

lleva a cabo. Como variables ambientales citaremos la temperatura, la humedad y la

presión. La primera es sin dudas la más significativa en la mayoría de los procesos de

medición, incluyendo el inventario del petróleo y sus derivados.

Entre los elementos parásitos que generalmente se presentan al efectuarse una

medición, se encuentran algunos que actúan de forma constante y otros que lo hacen

de forma errática, perturbando las condiciones de equilibrio del sistema de medición y

57

disminuyendo su exactitud. Por ejemplo, vibraciones mecánicas, corrientes de aire,

variaciones del flujo eléctrico, señales de radiofrecuencia, etc.

5). En los errores debido al observador podemos señalar:

� Errores de paralaje o de interpolación visual al leer en la escala de un

instrumento.

� Errores debido a un manejo equivocado del instrumento.

Omisión de operaciones previas o durante la medición, como puede ser un

ajuste a cero, tiempo de precalentamiento, etc.

6). Por último, frecuentemente con los datos de las mediciones es necesario realizar

determinados cálculos para obtener el resultado final. Por tanto, otra fuente de error

son los errores matemáticos debidos al empleo de fórmulas inadecuadas, el redondeo

de las cantidades, etc. Aquí se incluyen los propios errores que pueden estar presentes

en el software que procesan toda la información medida a distancia. Se emplean en la

actualidad técnicas de validación de estos programas.

Los valores exactos de las contribuciones al error de la medición provenientes de los

diferentes efectos aleatorios y sistemáticos que intervienen en la misma son

desconocidos e incognoscibles por el carácter aproximado de nuestro conocimiento o

por su propia naturaleza. Por tanto, el error de una medición es un concepto

idealizado, cuyo valor exacto no podemos conocer.

58

3.11 ERRORES COMBINADOS EN EL INVENTARIADO DE TANQUES

La incertidumbre total en el inventario en tanques depende de la incertidumbre de la

medida de los instrumentos instalados, de la tabla de capacidad del tanque (TCT) y de

la instalación.

Los instrumentos utilizados en el control de inventario miden el nivel de líquido en el

tanque. Los transmisores de presión miden la presión hidrostática de la columna de

líquido. Ambas, nivel y presión, son funciones primarias para el cálculo de volumen y

masa respectivamente. Los sistemas híbridos, tales como el HIMS, utilizan ambas

entradas en un sistema las conversiones de volumen a masa o viceversa se realizan

usando la densidad y la temperatura como entradas secundarias. La entrada de

densidad puede ser obtenida de una fuente exterior como un laboratorio o puede ser

medida en el tanque usando transmisores de presión o el sistema servo. La entrada de

temperatura es obtenida desde un sistema de medición de temperatura en el tanque.

59

CAPITULO IV

4. CALIBRACIÓN DE TANQUES: MÉTODO VOLUMÉTRICO EN LA

ESTACIÓN LAGO AGRIO No1 OPERADO POR GERENCIA DE

OLEODUCTO

La calibración volumétrica en los tanques de almacenamiento de la Estación Lago

Agrio, es un método confiable y es aplicado y recomendado por la DNH.

4.1 GERENCIA DE OLEODUCTO TRANSECUATORIANO.

La Gerencia de Oleoducto es la cabeza del sistema de transporte para que el país

internamente pueda utilizar los diferentes combustibles y externamente pueda

exportar a través de los puertos marítimos.

El 21 de enero de 1994, el Gobierno Nacional, mediante Decreto Ejecutivo

No.1417, publicada en el Registro Oficial No. 364 de la misma fecha resolvió

transferir las instalaciones del SOTE de PETROCOMERCIAL a

PETROECUADOR, bajo la denominación de GERENCIA DE OLEODUCTO.

MISIÓN:

Transportar eficientemente el petróleo crudo por sistemas de oleoductos, asegurando

la entrega oportuna para la exportación y refinación, con un verdadero compromiso

de preservación de los ecosistemas.

VISIÓN:

Ser la primera empresa en el país en la transportación de petróleo por Oleoducto y

líderes en la entrega oportuna de volúmenes programados, con calidad en el servicio;

60

optimizando costos, trabajando con seguridad, protegiendo el medio ambiente y la

salud ocupacional. (7)

4.1.1 ESTACIÓN LAGO AGRIO No1

El trabajo de bombeo se inicia en Lago Agrio, Estación No. 1, cabecera de la

operación de bombeo del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), es la

responsable de coordinar toda la operación, localizada en la provincia de Sucumbíos,

cantón Nueva Loja, a una altitud de 297 metros sobre el nivel del mar, y en un área

aproximada de seis hectáreas de terreno, en la cual su infraestructura operativa se

encuentra distribuida, la misma que consta de:

FIGURA 16. Estación Lago Agrio No 1

FUENTE: Estación Lago Agrio No1, Gerencia de Oleoducto.

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza Ponce.

61

� Seis tanques de almacenamiento de una capacidad de 250.000 barriles cada

uno, dando un total de 2,00.000 barriles de crudo provenientes de los diferentes

campos petroleros orientales.

FIGURA 17. Tanques de Almacenamiento Estación Lago Agrio No1

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

� Ocho bombas principales U.C.P. (UNITED CENTRIFUGAL PUMPS)

multietapas, acopladas a un motor marca ALCO de 16 cilindros de una capacidad

operativa de 2.500HP y 1.050 RPM, las cuales trabajan en paralelo.

� Sistema de Generación Eléctrica, con una potencia instalada de 2.020 KVA de

480 voltios, trifásica, además conexión al Sistema Nacional Interconectado.

� Sala de Control Principal, desde la cual operan remotamente todos los sistemas

instalados para cumplir este propósito.

62

FIGURA 18. Sala de Control Principal

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

� Bombas Booster, para incrementar la presión de succión NPSH de las bombas

principales de transferencia.

FIGURA 19 Bombas Booster

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

63

� Taller principal de mantenimiento, uno de los mejores dotados de todo el sistema

PETROECUADOR, realiza las reparaciones completas de las unidades de bombeo.

Laboratorio de lubricantes, realiza el análisis de calidad del petróleo recibido de los

campos, y además las pruebas del estado de los lubricantes que están en uso de los

motores.

El taller de mantenimiento que posee la Estación Lago Agrio No 1 es el único taller

en la zona oriental dentro de las instalaciones de operación, aquí se realiza todo tipo

de mantenimiento para válvulas, bombas, tubos, obturadores, etc…

FIGURA 20. Taller de Mantenimiento.

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

� Sistema de Comunicaciones

� Sistema Contra Incendio

64

FIGURA 21. Sistema Contra Incendios

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

� Laboratorio

FIGURA 22. Laboratorio.

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

65

� Bodega

� Oficinas administrativas

El campo Lago Agrio se divide en dos estaciones: CENTRAL Y NORTE. La

estación Central cuenta con 8 pozos con una producción efectiva promedio de 2750

BPPD. La estación Norte cuenta con 13 pozos, con una producción efectiva de 2985

BPPD.

En la estación Lago Central tenemos 8 pozos: Lago 04 – 09 – 13 – 22 -27 - 34 – 38 –

39 todos producen mediante bombeo hidráulico.

Como podemos apreciar, el 80% de la producción del campo se deben a los pozos

que producen mediante bombeo hidráulico, por lo tanto se debe solucionar el

problema que atraviesa el sistema de bombeo actual.

4.1.2 SOTE (Sistema de Oleoducto Transecuatoriano).

Su origen se remonta a mediados de la década de los 60’s. Mediante Decreto

Supremo N.-205 al 5 de febrero de 1964 se suscribió un contrato de Concesión entre

el Gobierno del Ecuador, representado por el Ministro de Fomento y Minas y la

empresa Texas Petroleum Company, a través del cual se otorgaba una concesión

hidrocarburífera en las provincias de Napo y Pastaza 1.431.450 hectáreas,

autorizándose a la compañía transferir esta concesión por partes iguales las

Compañías Texaco de Petróleos del Ecuador C.A. y Gulf Ecuatoriana de Petróleo

S.A (8).

66

FIGURA 23. SOTE: Perfil de Elevación

FUENTE: Estación Lago Agrio No1ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

La gestión que el SOTE, desarrolla eficientemente, no sería posible si no contara con

un personal adecuado a sus necesidades y exigencias.

Para el control operativo y de mantenimiento, a lo largo de la tubería, el Oleoducto

se respalda en 233 trabajadores de rol, que desarrollan trabajos en el área operativa,

de mantenimiento, en el terminal de carga a buques, y en el área administrativa.

Dicho personal, brinda su aporte con responsabilidad, para que el SOTE cumpla sus

objetivos empresariales, además se dispone de un contingente humano perteneciente

a empresas tercerizadas que prestan su apoyo para trabajos específicos.

La ejecución ágil y oportuna de los diferentes procesos operativos como

administrativos, permiten el cumplimiento de metas y objetivos empresariales, a la

vez que coadyuva a mantener un clima organizacional óptimo, acorde a las políticas

enmarcadas por las autoridades.

67

Objetivos del S.O.T.E:

� Transportar la producción de crudo oriente, operando las 24 horas y los 365

días del año.

� Abastecer de petróleo crudo a las Refinerías del país, manteniendo su

infraestructura en las mejores condiciones operativas.

� Abastecer al mercado internacional del petróleo crudo, a través del transporte

continuo.

� Garantizar y proteger a las comunidades y al medio ambiente, en los sectores

en que sus actividades operacionales se llevan a cabo.

4.2 CALIBRACIÓN VOLUMÉTRICA DE TANQUES DE

ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO EN LA ESTACIÓN LAGO

AGRIO No1.

La calibración volumétrica consiste en determinar la capacidad de los volúmenes en

un recipiente atmosférico a diferentes niveles de producto, en un mismo punto de

referencia a una temperatura base, de acuerdo con su forma geométrica en grandes

volúmenes. Esta medición está basada en la aplicación de métodos y normatividades

a nivel internacional, con equipos de alta resolución y trazabilidad a patrones

vigentes, nacionales e internacionales y certificados de acuerdo a normas

internacionales aceptadas y sus equivalentes nacionales para proveer las dimensiones

necesarias para el cálculo de Tablas de Calibración que muestran un volumen

producto de milímetro en cualquier nivel del Tanque.

68

En general se usa para cualquier tipo de tanque aunque se recomienda según la

norma API 2555 para capacidades entre 8 y 80 m3 (como restricción volumétrica).

Las mediciones se realizan con ayuda de una instalación patrón que cuenta con un

caudalímetro que garantice la exactitud requerida y una cinta metálica patrón con

plomada, ambos calibradas y certificadas por el organismo metrológico estatal,

preferentemente acreditado.

La calibración puede realizarse con combustible o agua, prefiriéndose este último

como líquido de trabajo debido a que garantiza mayor seguridad (líquido poco volátil

y no inflamable).

El método volumétrico es generalmente usado para la calibración de tanques de las

siguientes categorías:

� Tanques soterrados, de cualquier tipo.

� Tanques a nivel del suelo o elevados sobre el suelo, con capacidad nominal

hasta 100 m3.

� Tanques, de forma no adecuada para la utilización de un método geométrico.

La calibración volumétrica puede hacerse mediante dos procedimientos:

� Por llenado

� Por vaciado

69

El primero es aconsejable para tanques soterrados debido a su posición con respecto

al suelo, la cual sería poco práctica en el procedimiento de vaciado. En ambos casos

se utiliza un caudalímetro o tanque patrón, ya sea este último portátil o estacionario.

Consiste en llenar (o vaciar) por etapas el tanque a calibrar y empleando una cinta

con plomada se van midiendo los niveles de llenado, conformándose una tabla de

volumen contra nivel TCT. Estas etapas estarán en correspondencia con la capacidad

y forma del tanque.

El diámetro del tanque patrón de prueba deberá ser menor que el del tanque a

calibrar con el objetivo de obtener una buena precisión en las mediciones. En el caso

específico de tanques de prueba estacionarios estos deberán ser calibrados mediante

mediciones críticas o a través de un caudalímetro máster.

En muchas ocasiones es necesario calibrar los fondos de los tanques cilíndricos

verticales utilizando este método debido a las deformaciones irregulares que suelen

sufrir estos debido a la presión del líquido durante el servicio.

4.2.1 Equipo:

Los equipos utilizados en la calibración volumétrica deben ser equipos con

características de la más alta calidad metrología y con el certificado de calibración

emitido por una entidad o laboratorio autorizado. En este método el equipo básico a

usar será: cinta de longitud; cinta con plomada; plomada óptica vertical; medidor de

espesores; termómetro; escala imantada; densímetro y dinamómetro.

70

4.2.2 Correcciones:

Sera parte importante de este método tomar en cuenta que no estamos calibrando un

tanque perfecto sin defecto alguno, por lo contrario está sujeto a deformación por

diversos factores por lo que se hace necesario incluir en los cálculos una serie de

correcciones, las cuales intervienen en el mencionado cálculo. Estas correcciones

son parte fundamental de confiabilidad de la medición. A continuación se describen

las correcciones que intervienen en el cálculo volumétrico de un tanque medido

externamente:

4.2.2.1 Corrección de cinta a temperatura base.

La circunferencia tomada con una cinta debe ser corregida a temperatura base de

referencia.

ECUACIÓN 1: Corrección de cinta a temperatura base.

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Donde:

Cct = Corrección cinta

Tc = Temperatura de referencia.

Tú = Temperatura observada

71

Y = coeficiente de expansión térmica (cinta)

Y = coeficiente de expansión lineal (tanque)

Tb = temperatura base de calibración

4.2.2.2 Corrección de circunferencia a tanque vacio.

La carga hidrostática ejerce sobre las paredes (envolvente) del tanque una presión y

por lo tanto una expansión de la circunferencia.

Esta corrección es aplicable cuando el tanque es medido con producto para llevarlo a

tanque vacio como primer paso.

ECUACIÓN 2: Corrección de circunferencia a tanque vacio...

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Donde:

CC = Corrección Circunferencia

= densidad del liquido

= altura de la medición de referencia

= Circunferencia

= modulo de elasticidad

= espesor de placa

72

4.2.2.3 Corrección por elevación de cinta.

Los cordones de soldadura y juntas a traslape originan una elevación en la cinta, la

cual debe corregirse por la ecuación siguiente.

ECUACIÓN 3: Corrección por elevación de cinta.

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Donde:

Cj = Corrección por elevación de cinta

N = Numero de corolones de soldadura o juntas a traslape

t = Elevación del cordón de soladura a junta de traslape

w = Ancho de cinta

d = Diámetro del tanque

4.2.2.4 Corrección de la circunferencia por espesor de placa.

La circunferencia externa debe ser corregida a circunferencia interna. Los espesores

muestra dos por cada anillo deben ser tomadas con equipo ultrasónico que incluya el

espesor del recubrimiento.

ECUACIÓN 4. Corrección de la circunferencia por espesor de placa

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROLELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

73

Donde:

t = espesor de placa por anillo

4.2.3 Procedimiento:

Este procedimiento define la metodología para la calibración volumétrica de tanques

verticales y elaboración de las correspondientes tablas de calibración. Para

determinar la capacidad exacta de un tanque a diferentes alturas.

Este procedimiento aplica a todos los tanques verticales estacionarios, sean estos de

techo fijo y techo flotante.

a. Terminología.

Patrón.- medida materializada. Aparato de medición o sistema de medición

destinado a definir, realizar, conservar, o reproducir una unidad y/o diferentes

valores conocidos de un tamaño para transmitirlo por comparación a otro

instrumento de medición.

Calibración.- se define como calibración y verificación de un aparato de medición

las siguientes operaciones:

La comparación de este aparato a un patrón de referencia

El reporte de resultado de esta comparación.

74

b. Descripción de la Actividad.

Procedimiento:

1. Toma de medidas para determinar por cada anillo los diferentes diámetros

internos del tanque de acuerdo a la Tabla de la Norma API 2550.

Para determinar los diámetros se puede utilizar:

Distanciometro calibrado

DI

, únicamente cuando el tanque se encuentra completamente

liberado.

Ubicar el distanciometro en el centro del tanque (fondo y sobre la tapa del techo

flotante), y tomar las siguientes medidas para cada anillo:

GRAFICO 1. Medición de Distancias Inclinadas

�

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

El numero de distancias inclinadas (DI) a tomar por cada anillo, depende del diámetro

nominal del tanque para lo cual se aplica la siguiente fórmula:

75

ECUACIÓN 5. Numero de distancias Inclinadas

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Con los datos anteriores se calcula el radio interno del tanque en cada punto

asignado, aplicando la siguiente fórmula:

ECUACIÓN 6. Radio interno.

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

A cada radio interno se le suma el radio opuesto, opten endose de esta forma varios

diámetros en un mismo anillo.

GRAFICO 2. Calculo de diámetros de los anillos

D

Dm D1

r r1 r2 D2

r2 r1’ r

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

76

Posteriormente se saca un promedio de estos diámetros, y se obtiene el diámetro

interno correspondiente a dicho anillo.

De igual forma se procede para obtener los diámetros internos de todos los anillos.

Cinta Calibrada

ECUACIÓN 7. Diámetro externo del anillo

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Medir los espesores de cada anillo.

Con estos datos se procede a determinar los diámetros internos, utilizando la

formula:

.- se lo puede realizar ya sea que el techo este lleno o completamente

liberado.

Se encuentra los perímetros externos de la tabla II de la norma API 2550

Con estos datos se procede a encontrar el diámetro externo de cada anillo, utilizando

la formula:

ECUACIÓN 8. Diámetros internos del anillo.

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

77

2. Determinar el volumen muerto del tanque.

Tanque liberado.- para este efecto se utiliza agua y un contador debidamente

calibrado, determinar la cantidad de agua que ah ingresado en el tanque hasta la

pletina de referencia.

En caso de que la altura del fondo cónico se encuentra por encima de la pletina de

referencia, se introducirá agua hasta que cumpla completamente el fondo cónico y se

tomara las lecturas cada centímetro a partir de la pletina de referencia.

Tanque lleno

� Determinación de la gravedad especifica del producto en g/cm3 mediante la

fórmula:

, para este efecto se tomara de los planos “AS BUILT”, los datos de

altura de fondo cónico y de pletina.

Tomar las medidas de los accesorios que incrementan que incrementan o reduzcan

el volumen, como por ejemplo puerta de limpieza, man – hall, sumideros, tuberías de

entrada y salida de producto, sistema de recolección de agua lluvia, soportes, etc.

En caso de tener un tanque con techo flotante se deberá realizar los siguientes

cálculos adicionales:

ECUACIÓN 9. Gravedad Específica

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

78

Donde el API es conocido.

Determinación del factor de corrección por expansión de calor en metros, mediante

la fórmula:

ECUACIÓN 10. Factor de corrección por expansión de calor

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Donde:

w = peso del liquido por unidad de volumen (g/cm3)

h = 0.3048 (m)

c = 0.3048 (m)

E = modulo de elasticidad del material del tanque (g/cm2)

t = 2.54 (cm)

Calculo de volumen deducido por efecto del peso del techo flotante, mediante la

fórmula:

ECUACIÓN 11. Volumen deducido

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

79

Donde:

P = peso del techo flotante

W = peso del liquido por unidad de volumen (kg/bbl)

Calculo del desplazamiento del líquido por efecto del peso del techo flotante, para lo

cual se aplica el principio de Arquímedes.

ECUACIÓN 12. Desplazamiento del líquido

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

donde:

P = peso del techo flotante (kg)

d = densidad del liquido (kg/cm3)

V = volumen desalojado (cm3) = rint2 * h

Siendo h el desplazamiento del liquido y rin el radio interno del tanque.

Calculo de la corrección API, utilizando la formula:

ECUACIÓN 13. Corrección API.

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

80

Siendo:

P = peso del techo flotante

P60 = gravedad especifica 60 API = 117.1874 (kg/ bbl)

P10 = gravedad especifica 10 API = 158.6606 (kg/ bbl).

3. Todos los datos anteriores, incluimos en el programa de computación para

generar la tabla de calibración correspondiente.

4. La tabla de calibración debe ser revisada y aceptado por la Dirección

Nacional de Hidrocarburos, solo esta entidad es la única para firmar una tabla de

calibración.

4.2.4 Condiciones para el aforo mediante el método volumétrico.

1. Durante el aforo deben observarse todas las reglas de seguridad y contra

incendios, necesario para la prevención de accidentes de cualquier tipo.

2. Se prefiere que el recipiente se encuentre totalmente vacío y limpio antes de

comenzar el trabajo.

3. Se establecen exigencias para el control de la temperatura tanto ambiental

como del líquido de trabajo (agua o combustible).

4. El recipiente deberá ser hermético.

81

4.3 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LOS LÍQUIDOS EN LA

CALIBRACIÓN VOLUMÉTRICA.

Se describe a continuación los efectos que tiene la temperatura con los líquidos en un

tanque de almacenamiento después haber realizado la respectiva calibración

volumétrica y aforo del tanque.

La expansión térmica es una propiedad de los líquidos que hace incrementar el

volumen a medida que aumenta la temperatura. El volumen de un líquido cambia

cuando su temperatura cambia. Cuando la temperatura aumenta, el volumen aumenta

y cuando disminuye el volumen también disminuye.

El volumen varía de acuerdo a la temperatura. Es necesario utilizar el método

estándar para estabilizar el volumen del crudo y así evitar la variación volumétrica

continua debido a los cambios de temperatura. Para asegurarse que el volumen

correcto de un producto ah sido entregado, es importante estar en capacidad de poder

convertir el volumen de un tanque a cualquier temperatura cuyo volumen esta a

temperatura estándar. La temperatura estándar en la industria del petróleo es de

60oF (15oC).

Para determinar el cambio de volumen de un líquido teniendo un cambio de

temperatura dado, se deben conocer los siguientes valores:

� El coeficiente de expansión de un líquido, que se define como el incremento

del volumen de un líquido cuando se aumenta la temperatura en un EOF

(doc.).

� La temperatura real del líquido en el tanque.

82

� El volumen real del líquido en el tanque.

Estos valores son luego reemplazados en la formula de expansión térmica así:

Donde:

C = coeficiente de expansión

V1 = volumen real

T1 = temperatura real

T estándar = 60oF (15oC)

El cálculo de volumen estándar se obtiene usando la formula:

ECUACIÓN 14. Volumen estándar

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

Para saber cómo se convierte el volumen real de un tanque en un volumen estándar

usamos la formula anterior.

4.4. EJEMPLOS CON DATOS REALES DE CALIBRACIÓN Y AFORO

EMITIDOS POR LA EMPRESA CALIBRADORA

EJEMPLO 1: (Datos reales tomados de la empresa de calibración)

Un tanque de almacenamiento de crudo con un volumen de 176550 pies3 (5000 m3),

dentro del tanque hay una temperatura de 50oF (10o C). El coeficiente de expansión

83

es de 3.5 x 10E-4F (0.0007/oC), Tomado de la tabla API de ROPPER. ¿Cuál es el

volumen para una temperatura estándar de 60oF (15oC)?.

Ecuación:

Se sustituye los valores en la ecuación:

= (3.5 x 10E - 4/°F) (176 550 pies3) (60°F - 50°F) + 176 550 pies3.

= (0.0007/°C) (5000 m3) (15°C - 10°C) + 5000 m3.

Cancele las unidades de los paréntesis:

= 617.9 pies3 + 176 550 pies3

= 17.5 m3 + 5000 m3

Sumar los términos finales:

= 617.9 pies3 + 176 550 pies3

= 17.5 m3 + 5000 m3

= 177 168 pies3

= 5017.5 m3

El volumen del bache a temperatura estándar 60°F (15°C) será de

177168 ftp

(5017.5m3).

84

EJEMPLO 2:

Un tanque con una capacidad de 75000 bbl, se toma una medida en un punto de

referencia a 1242.0 cm, con un API de 19.7. ¿Determinar mediante el factor de

corrección cuantos barriles netos tiene a condiciones estándar?

Nota: Datos de campo (VER ANEXO 4).

TABLA 3. DE MEDICIONES REALES DE TANQUES

NIVEL INICIAL

NIVEL FINAL

UNIDAD Cm Cm PUNTO DE REFERENCIA 1242.0 1242.0 MENOS MEDIDA DE CINTA 1180.0 1180.0 DIFERENCIA 62.0 62.0 MAS: MEDIDA DE CINTA MOJADA 48.9 48.9 NIVEL DEL LIQUIDO 110.9 110.9 NIVEL DE AGUA DE FONDO

MEDIDA INICIAL 110.9 MEDIDA FINAL 110.9

TEMPERATURA PROMEDIO DEL TANQUE 61.8 61.8

GRAVEDAD OBSERVADA 19.7 19.7

TEMPERATURA OBSERVADA 69 69

GRAVEDAD@ 60 F 19.2 19.2

% AGUA SEDIMENTOS 0.25 0.25

CÁLCULOS:

BARRILES BRUTOS 6622.64 6622.64

BARRILES AGUA DE FONDO

BARRILES BRUTOS MENOS AGUA DE FONDO 6622.64 6622.64

BARRILES CORREGIDOS

FACTOR DE CORRECCIÓN 0.9993 0.9993

BARRILES BRUTOS @60 F 6618.00 6618.00

BARRILES DE AGUA Y SEDIMENTOS 16.55 16.55

85

BARRILES NETOS @ 60 F 6601.46 6601.46

TOTAL

FUENTE: Gerencia de Oleoducto Petroecuador, Estación Lago Agrio

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

PROCEDIMIENTO:

� Para determinar el volumen en barriles, se necesita conocer la altura de nivel

del liquido:

Determinamos el nivel del líquido de la diferencia entre el punto de

referencia y la medida de la cinta:

diferencia = 1242.0cm – 1180.0cm

= 62 cm

Conocido este valor, lo sumamos más la medida de la cinta mojada (48.9cm).

Nivel de liquido = 62cm + 48.9cm

= 110.9 cm.

� Con respecto a esta altura (110.9cm), según la tabla de calibración del tanque

(Tablas de Calibración del Tanque VER ANEXO 5) tenemos un volumen

de 6622.64 bbl.

86

� El factor de corrección se determina mediante la TABLA PARA FACTOR

DE CORRECCIÓN VOLUMÉTRICA DE CRUDOS (VER ANEXO 6).

Interpolando los Grados F con el respectivo grado API, en este caso la

Temperatura es de 61.8o. y el grado API es de 19.7o. el factor de corrección

es de: 0.99930.

� El volumen siempre debe estar a condiciones estándar entonces

determinamos el nuevo volumen:

� la cantidad de barriles de Agua y Sedimentos dentro del tanque lo

determinamos multiplicando el volumen a condiciones estándar por el

porcentaje de agua:

� El total de barriles netos de crudo se lo obtiene:

87

EJERCICIO 3.

DETERMINAR EL VOLUMEN DE COMERCIALIZACIÓN,

MANUALMENTE. (Tomados los mismos datos del ejercicio 2).

d = 36.60

PETRÓLEO h = 11m

Grafico (3)

Calcular el volumen de comercialización a 60oF para un crudo de 19.2 API, que se

encuentra en un tanque con 1.1m de nivel de petróleo a 61.8oF y 36.60m de diámetro

del tanque.

88

ECUACIÓN 15. Volumen de una circunferencia

FUENTE: Guía de Apoyo, ASOPETROL

ELABORADO POR: Marlon R. Espinoza P.

� Transformación de m3 a barriles:

V= 1577.29 m3 1000 l 1 GAL 1 BBL = 9921.9 BBL

1 m3 3.785 l 42 GAL

� El factor de corrección lo tomamos del (ANEXO 6), interpolando la

temperatura con el grado API del crudo.

Factor de corrección = 0.99930

� determinamos el volumen de comercialización

NOTA: Este volumen es sin estimar la cantidad de barriles de agua.

89

Datos para la calibración de tanques horizontales (VER ANEXO 7).

Certificado de calibración de tanques horizontales (VER ANEXO 8).

Tablas para calibración tanque horizontal (VER ANEXO 9).

90

CAPITULO V

5.1. CONCLUSIONES:

1. El método de calibración volumétrica es certificado y aceptado por la autoridad

en este casa la Dirección Nacional de Hidrocarburos y es utilizado en los tanques

de almacenamiento de la Estación Lago Agrio No1

2. La eficacia del método presentado reside en las correcciones que se hacen a las

mediciones por lo que se muestra en la tabla de calibración la serie de lecturas

que se toman en un tanque vertical de almacenamiento; posteriormente, se

describen las correcciones que se efectúan y, por último, el modelo matemático

para una estimación típica de incertidumbre.

3. Destacar que un completo inventariado de tanques se logra combinando las

medidas estáticas y dinámicas para un resultado más preciso. Por ejemplo, con

los fluxómetros que realizan mediciones dinámicas, equipos modernos de tele

medición para medir nivel en los tanques, instalados en el lateral del mismo, y

procesan la información en una sala de control, y por último, los carros cisternas

se calibran a medidas "reales" para hacerles una marca que comúnmente se le

llama flecha. Con estas tres formas de medidas se crea un mayor control en la

venta del combustible y en caso de rotura de algún equipo rápidamente resalta el

que está cometiendo el error.

4. Aplicable para tanques de grandes volúmenes en donde la aplicación de otros

métodos resulta impráctico (técnica y económicamente).

91

5.2. RECOMENDACIONES.

� Las mediciones deben estar basadas en la aplicación de métodos y normativas a nivel

internacionales con equipos de alta resolución y trazabilidad a patrones vigentes

internacionales y nacionales.

� Las empresas encargadas de la calibración de los tanques deben tener una estrecha

vinculación con los encargados de las mediciones en las refinerías con el objetivo de

crear un lenguaje común entre estas instituciones.

� Impulsar la capacitación de personal especializado en el inventario de tanques en los

temas relacionados con los cálculos de incertidumbre como herramienta valiosa a la

hora de escoger los equipos o sistemas con los que se realizarán las mediciones.

� La calibración mediante el método volumétrico puede realizarse usando combustible

o agua, siendo el ultimo el más aconsejable ya que es menos volátil.

92

BIBLIOGRAFÍA:

� Ing. FAUSTO RAMOS, A. CURSO DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO

DE HIDROCARBUROS

� Ms. VINICIO MELO, G. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS

PETROLÍFEROS “Tanques de Almacenamiento de Petróleo”, Noviembre 2007.

� Centro de documentación PETROECUADOR, ASOPETROL, Construcción de

Tanques de Almacenamiento.

� http://www.monografias.com

� http://www.osinerg.org.pe/estadisticas/hidrocarburos/Estadisticas%202001.htm

� http://www.mem.gob.pe/wmem/legisla/ssm/anexo4.doc

� http://www.petroecuador.com

CITAS BIBLIOGRÁFICAS:

� (1) Melo, Vinicio, Sistemas de producción en campos petrolíferos

� (2) IBÍD. 1.

“Tanques de

Almacenamiento de Petróleo”, Noviembre 2007.

� (3) Normas Técnicas,

� (4) Ramos, Fausto.

Dirección Nacional de Hidrocarburos

Transporte y almacenamiento de hidrocarburos

� (5) IBIS 4

, “Guía de

Estudio”

� (6) IBÍD. 4

93

� (7) Gonzales, Luis, Gerencia de Oleoducto Petroecuador,

� (8) RAMOS F. Presentation Power Point SOTE. 2009

“Historia y Creación

SOTE”.

� (9) Vocabulario internacional de términos fundamentales y básicos de Metrología” :

� REGLAMENTO DE OPERACIONES HIDROCARBURIFERAS. Acuerdo

Ministerial No.389.RO/671.

� Glosario de la Industria Petrolera y Carreras Afines, PETROECUADOR

� Glosario de términos petroleros, subsecretaría de hidrocarburos, DIRECCIÓN

GENERAL DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS.

GLOSARIO:

� Aceites Combustibles.- Son los combustibles más pesados, que tienen

utilización en la producción de la electricidad, mediante su combustión en

calderos.

� Aforo.- Es la determinación de la cantidad de hidrocarburos en reposo por

mediciones efectuadas en tanques fijos calibrados.

� “API”.- American Petroleum Institute.

� Área del Contrato.- es la superficie y subsuelo en las cuales la contratista

conforme a la Ley de Hidrocarburos, está autorizada en virtud del contrato,

para efectuar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

� AITA.- Auto tanque que se utiliza para el transporte de derivados.

94

� Actividad de Comercialización de Hidrocarburos: Aquella que es llevada

a cabo por empresas debidamente autorizadas, y directamente relacionadas

con la importación, exportación, almacenamiento, transporte, distribución o

venta de combustibles líquidos y otros productos derivados de los

hidrocarburos.

� Actividad de Hidrocarburos: Es la operación relacionada con la

Exploración, Explotación, Procesamiento, Almacenamiento, Transporte,

Comercialización, y Distribución de Hidrocarburos. En el Reglamento de

Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos son las labores

desarrolladas por las Empresas Autorizadas (EA).

� Barril.- Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados:

equivalente a 42 galones americanos.

� Barriles por día.- En términos de producción, el número de barriles de aceite

que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una

cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el

número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año,

divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto

utilizado para mantenimiento).

� Buque-tanque de casco doble.- Un buque-tanque en el cual el fondo y los

lados de los tanques de carga están separados del fondo y de los costados del

casco por espacios de hasta 1 a 3 metros de ancho o de fondo. Estos espacios

95

permanecen vacíos cuando el buque-tanque lleva carga, pero se llenan de

agua de mar en el viaje con lastre.

� Calibración.- Proceso para determinar la capacidad total del tanque, o las

correspondientes capacidades parciales a diferentes alturas.

� Capacidad disponible.- Espacio no ocupado de un tanque. Se emplea como medida

de capacidad aún disponible.

� Campo.- es un área consistente de uno o varios reservorios limitados, todos

ellos agrupados o relacionados a una misma característica estructural

geológica o condiciones estratigráficas, en la que se tiene una o más

acumulaciones de hidrocarburos.

� Capacidad.- Volumen total del tanque en barriles (BLS).

� Centro de almacenamiento.- es un conjunto de equipos e instalaciones

utilizados para la recepción, almacenamiento o distribución de hidrocarburos.

� Centro de fiscalización y descarga.- son los sitios acordados por las partes

aprobadas por la dirección nacional de hidrocarburos o los determinados por

la dirección nacional de hidrocarburos, en donde se mide y se entrega

oficialmente la producción de hidrocarburos.

� Condensado.- Este puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburos

relativamente ligeros que permanecen líquidos a temperatura y presión

normales. Tendrán alguna cantidad de propano y butano disueltos en el

condensado. A diferencia del aceite crudo, tienen poca o ninguna cantidad de

hidrocarburos pesados de los que constituyen el combustible pesado. Hay tres

96

fuentes principales de condensado. a).- Los hidrocarburos líquidos que se

separan cuando el gas crudo es tratado. Este condensado típicamente consiste

de C5 a C8 .b).- Los hidrocarburos líquidos provenientes del gas no asociado

que son recuperados en la superficie. c).- Los hidrocarburos líquidos que

provienen de los yacimientos de gas/condensado. Estos pueden ser apenas

distinguibles de un crudo ligero estabilizado.

� Densidad.- Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una

sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se

expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras por galón.

� Densidad API.- Es la medida de la densidad de los productos líquidos del

petróleo, derivado de la densidad relativa de acuerdo con la siguiente

ecuación: Densidad API = (141.5/ densidad relativa) - 131.5. La densidad

API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados

API.

� Dirección Nacional de Hidrocarburos.- es el organismo técnico –

administrativo dependiente del Ministerio de Energía y Minas que controla y

fiscaliza las operaciones de hidrocarburos en forma directa o mediante la

contratación de profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras

especializadas.

� Ductos principales.- son en general las tuberías y demás equipos e

instalaciones de transporte y almacenamiento necesarios para evacuar los

hidrocarburos desde los centros de fiscalización y entrega hasta los

97

terminales de exportación o centros de industrialización en el país; aprobado

por el Ministerio de Energía y Minas.

� Dique o Muro Contraincendios: En el almacenamiento de hidrocarburos es

el elemento de altura apropiada destinada a contener derrames de líquidos,

construido de concreto, tierra o cualquier otro material, pero que reúne la

condición de ser impermeable

� Estaciones de Bombeo.- Estaciones en las que se aumenta la presión en los

ductos, a fin de que el producto fluya hasta alcanzar su destino final en forma

homogénea.

� Emulsificación: Este es el proceso por el cual un líquido se dispersa en otro

líquido en forma de pequeñas gotitas, es decir como suspensión. En el caso

del petróleo existen 2 tipos:

Petróleo en agua: Pueden ser fácilmente dispersas por las corrientes y la

agitación superficial. La formación natural de estas emulsiones resulta muy

positiva debido a que acelera los procesos de disolución, foto-oxidación y

biodegradación. Precisamente esto es lo que se pretende al aplicar dispersan

tés a un derrame.

Agua en petróleo: se forma cuando se mezcla agua con petróleo viscoso o

asfáltico por acción de las olas. Es muy estable y puede durar meses o años.

Las emulsiones que contienen de 30% a 50% de agua, tienden a fluir como el

petróleo, mientras que las que contienen del 50% al 80% son las más

comunes, tienen color café y la consistencia de la grasa. Se les denomina

98

como “Mouse de chocolate” y solo se forman en fuerte oleaje y petróleo de

alta viscosidad y alta gravedad específica. La degradación de este tipo de

emulsión es muy lenta y solo puede ser acelerada por la presencia de cierto

tipo de bacterias dentro de la emulsión.

� Fiscalización.- las acciones que realiza la Dirección Nacional de

Hidrocarburos para controlar las operaciones que lleve a cabo

PETROECUADOR o la contratista según el caso.

� Formación.- es el conjunto de capas estratigráficas genéticamente

relacionadas entre si.

� Hidrocarburos: Mezcla compleja de componentes orgánicos producto de la

descomposición incompleta de biomasa durante un gran periodo de tiempo

geológico que pueden estar en forma gaseosa (gas natural), como líquido

(petróleo crudo) y como sólido o asfalto semisólido o alquitrán asociados en

yacimientos de arenas y esquistos. En conjunto, estos materiales constan de

cientos de especies moleculares complejas desde el hidrocarburo gaseoso

metano con peso molecular de 16 g/mol a sustancias con pesos moleculares

mayores de 20000 g/mol.

� Información primaria.- es aquella obtenida inicialmente en el campo.

� Informe anual de operaciones.- es el informe que debe ser presentado el

primer mes de cada año, en el cual se detalla las operaciones realizadas en el

año inmediato anterior, incluyendo los datos sobre exploración, producción,

reservas, transporte, refinación y otras actividades industriales, ventas

99

internas, exportaciones, personal; señalando los resultados obtenidos en

comparación con el Programa de Actividades y Presupuesto de Inversiones.

� Limpieza de tanques.- Sistema de limpieza de los tanques en un buque

tanque para aceite, que recolecta material vertido en un tanque para aguas

sucias (slip), permitiendo que el agua se separe del aceite, rebosando el agua

limpia por la parte superior del tanque y permaneciendo los residuos de aceite

en el tanque, minimizando la contaminación del mar.

� Manual de Operación y Mantenimiento: Documento en el cual se

describen todos los procedimientos y precauciones necesarias para la correcta

operación de una instalación y realizar el mantenimiento de la misma

� Mediciones críticas: Mediciones que se realizan con instrumentos patrones

para garantizar la mejor precisión posible.

� Nivel de agua.- Altura de agua en una corriente con relación a un punto o un

punto de referencia y se lo mede mediante el fluviómetro.

� Operaciones hidrocarburiferas.- son las actividades de exploración,

explotación, transporte, comercialización, refinación, transporte y

almacenamiento.

� Operadoras.- son las empresas vinculadas contractualmente con las

contratistas a las que se les encarga la realización de una o más operaciones

hidrocarburiferas de acuerdo con la legislación vigente.

� Planta de recibo almacenamiento y distribución.- Conjunto de

instalaciones y unidades que almacenan hidrocarburos o productos derivados

100

del petróleo que se reciben por cualquier sistema de transporte, para

posteriormente llevar a cabo su distribución.

� Petroecuador.- es la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador,

PETROECUADOR, con personalidad jurídica, patrimonio propio, autonomía

administrativa, económica, financiera y operativa, con domicilio principal en

la ciudad de Quito, que tiene por objeto el desarrollo de las actividades que le

asigna la Ley de Hidrocarburos, en todas las fases de la industria petrolera.

� Seguridad: Las disciplinas de seguridad y el conjunto de normas técnicas y

disposiciones nacionales o internacionales aplicables, tendentes a prevenir,

eliminar o controlar las posibles causas de accidentes, daños al ambiente,

riesgos industriales o enfermedades ocupacionales a las que está expuesto el

trabajador y las Instalaciones, en las Actividades de Hidrocarburos y sus

áreas de influencia.

� Sistema flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga.- consiste de

un gran buque tanque petrolero anclado al fondo marino. Un FPSO se diseña

para procesar y almacenar la producción de pozos submarinos cercanos y

para descargar periódicamente el aceite almacenado a buques menores, los

cuales transportan el aceite a instalaciones para su transformación posterior.

Un FPSO puede satisfacer las necesidades de exploración y explotación de

campos marginales económicos situados en las áreas profundas alejadas

donde no existe una infraestructura de tubería.

101

� Petróleo.- Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo,

gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del latín, óleum,

presente en forma natural en rocas, petra.

� TCT (Tabla de Capacidad del Tanque).- Muestra las capacidades de los

volúmenes en un tanque correspondiente a diferentes niveles del líquido

medidos desde un punto de referencia.

� Tanque.- Gran depósito metálico construido de acero soldado se utiliza para

almacenar crudos y derivados.

� Terminal.- Instalación marítima que recibe y almacena petróleo crudo y

productos de producción costa afuera vía ductos y/o buques tanque.

� Unidad flotante de almacenamiento.- Un depósito grande en el cual se

almacena el aceite proveniente de una plataforma de producción costa afuera,

antes de ser transferido a un buque tanque. Volátil.- Término que describe

sustancias de bajo peso molecular que se evaporan a temperaturas y presiones

atmosféricas normales.

102

ANEXOS

103

AN

EX

O 1

:D

IAG

RA

MA

DE

UN

CE

NT

RO

DE

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CIL

IDA

DE

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OD

UC

CIO

N-C

PF

105

ANEXO 3:

106

ANEXO 4.

107

ANEXO 5.

108

109

110

ANEXO 6.

111

ANEXO 7:

112

ANEXO 8: