MEDICIÓN ESTÁTICA DE TANQUES
JUAN MIGUEL ESPINOSA CAMILO ANDRÉS NARANJO ERIKA XIMENA PRECIADO ADRÍAN AUGUSTO RUÍZ
M. Sc. Edison Odilio García Navas
Facilidades de Superficie Escuela de Ingeniería de Petróleos. Universidad Industrial de Santander. 2014
1. Mostra Mostrarr los los equ equipo iposs y elemen elementos tos usado usadoss para para determinar de manera estática el nivel de líquido, el BS&W y la temperatura en un tanque 2. Descri Descripci pción ón de los proced procedimie imiento ntoss empl emplead eados os en la medición estática de tanques: • A fondo • Al vacío 3. Correc Correccion ciones es emplea empleadas das para para la obtenc obtención ión del volumen neto
1. Mostra Mostrarr los los equ equipo iposs y elemen elementos tos usado usadoss para para determinar de manera estática el nivel de líquido, el BS&W y la temperatura en un tanque 2. Descri Descripci pción ón de los proced procedimie imiento ntoss empl emplead eados os en la medición estática de tanques: • A fondo • Al vacío 3. Correc Correccion ciones es emplea empleadas das para para la obtenc obtención ión del volumen neto
Son recipientes hechos en acero, almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso. Los Tanques se dividen así:
Por su forma
Cilíndrico vertical con techo cónico. Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava. Cilíndrico vertical con techo flotante. Cilíndrico vertical con membrana flotante. Cilíndrico horizontal a presión. Esféricos.
Tanque Cilíndrico vertical con techo cónico
Almacenan productos que tengan presión de vapor BAJA. No producen vapores a Presión Atmosférica.
Tanque con techo flotante Tapa superior o techo flota sobre el producto que se almacena, es decir, se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de estos tanques corresponde a la atmosférica. Disminuye Disminuye las perdidas por evaporación.
Tanque con tapa cóncava Almacenar productos que tengan presión de vapor ALTA. Producen vapores a presión atmosférica
Tanque Cilíndrico vertical con membrana flotante Se utiliza para minimizar las perdidas por evaporación en tanques de techo cónico. Se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada para que flote sobre el producto almacenado.
Tanque cilíndrico vertical con techo geodésico La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.
Almacenar Fluidos: Tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación mas estable durante varios días.
Almacenar Productos Derivados Tanques de capacidad y forma variable.
Dependiendo del producto manejado
Propano y Butano Gasolina liviana Gasolina Pesada
Esférico Techo Flotante Techo Cónico
POR EL COLOR
PRODUCTO Ácido sulfúrico
RAL BASICO Rojo Señalamiento
Agua contra incendio Agua potable
Verde Turco
Agua de condensado Agua de proceso
Azul Claro
Agua fenólica Gasóleo Productos calientes
Naranja Señalamiento Aislados o blanco señalamiento Aislado con lámina de aluminio
Productos livianos
Blanco
Productos pesados
Negro
Productos petroquímicos
Gris aluminio
POR EL COLOR
IDENTIFICACION Numero de identificación
Diamante de seguridad (parámetros de la NFPA-704)
Franja vertical desde la boquilla en caso de derrame
Franja horizontal para tanques blancos en caso de goteo
• Para tanques en transferencia de custodia, debe hacérseles
1
verificaciones cada cinco años para el diámetro, el fondo, el espesor de láminas y la inclinación del tanque. • Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las
2
tablas de Aforo, la Calibración de los tanques se debe realizar cada 15 años. • Para eliminar los riesgos de electricidad estática, debe mantenerse
3
contacto directo con las escaleras, al subir o bajar del tanque, para crear así un polo a tierra.
• NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.
3
• Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la
3
boquilla de medición esté abierta.
PARTES DEL TANQUE Sistema de venteo
Escotilla de medición
Línea de salida Línea de entrada
Línea de drenaje
CONSIDERACIONES DE MEDICIÓN ESTÁTICA Evitar la medición en la zona critica del tanque por tener incertidumbre alta.
Usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.
En tanques de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.
NO deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN: CINTA DE MEDICIÓN
PLOMADA
TABLA DE AFORO
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN: CINTA DE MEDICIÓN • Permite medir la altura del nivel de líquido, hidrocarburo
y agua libre, que hay en un tanque, para luego compararlo con la respectiva tabla de aforo.
FUENTE: https://www.google.com/search?q=medicion+ESTÁTICA+de +tanques&client=firefox-a&rls=org.mozilla:esES:official&channel=sb&source
Gancho de soporte y fijación para la plomada
Carrete
Plomada • Acero inoxidable • Polo a tierra FUENTE: http://lenesing.com/catalogos/linea%20p etrolera/CINTAS%20PARA%20MEDICIO N%20DE%20TANQUES.pdf
PLOMADA • Pesa sujeta a la cinta metálica de medición.
FUENTE: http://lenesing.com/catalogos/linea%20petrolera/CINTAS%20P ARA%20MEDICION%20DE%20TANQUES.pdf
• Material resistente a la chispa y a la
corrosión (generalmente bronce). • Sus longitudes oscilan entre 15,30 o
45 centímetros.
FUENTE: Presentación “Pruebas de Producción” Facilidades de
superficies Prof. Erik Montes
TABLA DE AFORO
• También
conocida como tabla de medición o de calibración, establece la correlación entre el volumen contenido en un tanque y los diferentes niveles de líquidos en su interior desde el punto de referencia.
Altura (cm)
Volumen (Bls)
Altura (cm)
Volumen (Bls)
Altura (cm)
Volumen (Bls)
30
396,03
90
4482,76
150
8415,62
40
900,59
100
5114,43
160
9138,82
50
1724,09
110
5755,72
170
9763,18
60
2548,76
120
6381,12
180
10345,45
70
3180,45
130
7092,76
190
11057,64
80
3794,96
140
7843,43
200
11615,91
FUENTE: Presentación “Pruebas de Producción” Facilidades de superficies Prof. Erik Montes
Normas API MPMS (Manual de Normas de Medición del Petróleo), Cap. 3 • AL VACÍO O MEDICIÓN INDIRECTA • A FONDO O MEDICIÓN DIRECTA
FUENTE: https://www.google.com/search?q=medicion+ESTÁTICA+de+tanque s&client=firefox-a&rls=org.mozilla:es
AL VACÍO O MEDICIÓN INDIRECTA
Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo tanto la medida del volumen se tiene en forma indirecta.
FUENTE: http://www.ecopetrol.com.co/documentos/73395_ANEXO_12_MEDICI%C 3%93N_EST%C3%81TICA.pdf
PROCEDIMIENTO
1
• Leer y registrar la altura de referencia. • Conectar a tierra la cinta con el propósito
2
de disipar la corriente estática que pueda existir.
• Abrir la escotilla de medición del tanque,
3
esperando unos segundos para que los gases contenidos se dispersen.
http://www.ecopetrol.com.co/documentos/73395_ANEXO_12_MEDICI%C3%93N_EST%C3%81TICA.pdf
• Determinar matemáticamente la longitud
4
de la cinta a introducir en el tanque. • Cinta a introducir = Altura referencial – dato guía – longitud de la plomada marcada por el producto.
PROCEDIMIENTO • Bajar la plomada para medición haciendo contacto con la boquilla
5
6
del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada. Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.
• Extraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la
plomada.
• Repetir
7
este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no sobrepase los 3mm.
• Finalmente se procede a calcular la altura del producto y se registra
8
la información obtenida en la tabla de aforo: • Altura del líquido = Altura de referencia – lectura cinta - punto de corte indicado en la plomada.
Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo del tanque hasta el punto de corte del producto con la cinta.
Punto de Referencia
1) Leer y registrar la altura de referencia
2) Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada
Nivel Producto
3) Bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque
4) Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca el corte en la cinta.
Nivel Agua
Punto de Referencia
5) La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos
6) Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta. Se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta.
7) Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido
8. Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.
Nivel Producto
Nivel Agua
• Si dos de las tres medidas son iguales
esta se puede reportar como valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm. • Si las tres medidas consecutivas son
diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio aritmético de las tres. • En tanques de crudo con capacidad
menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm
Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros electrónicos digitales (PET), con una incertidumbre baja y/o termómetros de mercurio de vidrio (Con incertidumbre mayor al electrónico).
El medidor electrónico Termoprobe
MEDICIÓN CON CINTA Y MEDICION DE TEMPERATURA
.
Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido, estos dispositivos son recomendados para control de inventarios para niveles de precisión de más o menos tres ( 3 ) milímetros.
TIPOS DE MEDICIÓN AUTOMÁTICA
Medición con Flotador
Medición con servo
Medición con radar
Medición con dispositivo ultrasónico
Consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido y conectado al exterior del tanque indicando directamente el nivel sobre una escala graduada.
Funciona en base a un “desplazador” colgado de un tambor enrollado servo-operado, el cual está vinculado a la balanza
Pulsos cortos de energía electromagnética son transmitidos a través de la antena contra la superficie del líquido a medir y éstos son reflejados en forma de eco.
se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque.
MEDICIÓN DE TANQUES POR TELEMETRÍA
Liquidación
A través de mediciones manuales de:
Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque
Nivel de producto, Nivel de agua libre, Temperatura Muestra del producto
Para determinar
Y obtener:
Gravedad API y el porcentaje de Agua y sedimento (%BSW)
Volumen Neto.
Volumen Observado
• Representa el volumen
total medido (según tablas de aforo), a la temperatura observada o sea a la temperatura del producto, incluyendo el agua libre.
Volumen Bruto
• Es el Volumen
Observado descontando el volumen de agua libre.
Volumen Standard
• Es el Volumen Bruto
corregido por el factor de corrección volumétrico del líquido a 6OºF, según tablas API (American Petroleum lnstitute) o ASTM (American Society for Testing and Materials).
FORMULAS PARA LA LIQUIDACIÓN DEL TANQUE Volumen bruto observado = (GOV*CTSh +/- FRA)
Factor de corrección por T en el líquido CTL = Tabla 6A/6B Volumen bruto standard (GSV )= (GOV*CTSh +/FRA)*CTL
Factor de corrección por agua y sedimento (CSW)= (1- BSW)
Volumen estándar neto (NSV) = GSV*CSW
FORMULAS PARA LA LIQUIDACIÓN DEL TANQUE Factor de corrección por efecto de la Temperatura en el producto (CTL o VCF)
TEMPERATURA EN LA LÁMINA Se puede obtener
CTSh= 1+12.4E Ts= (7*T˪)+Ta 8
06*∆Ts T ˪=
+ 4.0E -09*
∆T²s
Temperatura de la lámina ∆ Ts = (Ts-60)*°F CTSh = se debe redondear a 5 cifras decimales
FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA DEL LIQUIDO CTL
= [;
;6 ∗(:,8∗ ;6 ]
Para crudo: = (
34,957 @ ° ∗@° )
2
FACTOR DE CORRECCIÓN POR TECHO FLOTANTE
Si la tabla de aforo se ha elaborado como una tabla de capacidad bruta o de tanque abierto, la deducción por techo se calcula:
=
ℎ ( ) ∗
FACTOR DE CORRECCIÓN POR BSW
Cantidad de BSW a partir de una muestra representativa. = 1 − %
100
CALCULOS PARA LA LIQUIDACIÓN DEL TANQUE Mida el tanque y obtenga el nivel del producto, nivel de agua libre, temperatura del tanque y la muestra del producto para determinar la Gravedad API y El % de BSW:
Volumen total observado ( TOV) Agua Libre (FW ) Volumen bruto Observado ( GOV ) = TOV-FW Factor de Corrección por la T de la pared= CTSh Ajuste del techo Flotante (FRA)
NORMA API MEDICIÓN ESTÁTICA DE TANQUES - ECOPETROL
1 2
Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre
Realice la lectura de la Temperatura
3
Obtenga el volumen Total de Crudo (TOV) con la tabla de aforo
4
Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo (FW)
5 6
Realice la lectura de la Temperatura Ambiente
Calcular el factor de corrección por lámina (CTSh) y corrección por techo flotante (FRA) si aplica
7
Obtenga la calidad del crudo con la muestra analizada en el laboratorio
8
Liquide el tanque para hallar el volumen bruto observado: GOV=TOV-FW
9
Calcular la densidad corregida a condición estándar y Determinar el CTL y el CPL (si aplica)
10
Halle el Volumen Bruto Observado= (GOV*CTSh ± FRA)
11
Halle el Volumen Bruto Estándar= (GOV*CTSh ± FRA)*CTL
12
Calcular el contenido de agua y sedimentos BSW en % volumen
13
14
Halle el Factor de Corrección por agua y sedimento CSW = (1-% BSW/100)
Para finalmente hallar el Volumen estándar Neto NSV= GSV*CSW
Para garantizar una estimación correcta en el volumen de fluido contenido en un tanque, es importante realizar las correcciones de temperatura de la lamina, temperatura de liquido y porcentaje de BSW, paso a paso como el manual de medición de hidrocarburos lo indica.
Aunque las medición de hidrocarburos siempre va a estar sujetas a errores, estas se deben hacer con mucho cuidado ya que es indispensable conocer el volumen estándar neto para la transferencia de custodia
Dependiendo de las necesidades y las características del producto a almacenar se deben escoger los tanques que se ajustan de acuerdo a su descripción.
El éxito de la medición estática de tanques esta en seguir el procedimiento exacto al pie de la letra.
Standard Test Method for API Gravity of Crude Petroleum and Petroleum Products (Hydrometer Method) – API D-287
Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure) – API D-1796 – ECOPETROL
ALMACENAMIENTO DE CRUDOS, DERIVADOS LIMPIOS Y ESFERAS DE GLP Universidad Tecnológica Equinoccial - tesis completa – Tecnología en petróleos RUIZ BECARIA Y FAUSTO IGOR.
API MPMS - Manual of petroleum measurement standars chapter 3 – tank gauging.
