UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO FACULTADDE CIENCIASEXACTAS Y TECNOLOGÍA CARRERA INGENIERÍA DE CONTROL DE PROCESOS ACREDITADA: ACREDITADA: CEUB CE UB
EXAMEN DEGRADO
TRABAJO FINAL SOBRE: PERDIDAS DE HIDROCARBUROS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO VERTICALES EN LA EMPRESA YPFB LOGISTICA S.A. “
”
PRESENTADO PARA OBTENER EL TITULO ACADÉMICO LICENCIADO EN INGENIERÍA DE CONTROL DE PROCESOS
POSTULANTE: NOEL DAVID CHUCA CONDORI ASESOR: ING.BENJAMIN GUTIERREZ
SANTACRUZ, NOVIEMBRE DEL 2016 1
AGRADECIMIENTOS A DIOS por ser guía y rumbo verdadero de mi vida, a mi familia especialmente a mis padres, a todas las personas que de una u otra manera me han apoyado y han sido participes de este objetivo, a Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno de santa cruz de la sierra con los distinguidos docentes y a YPFB Logística S.A y a los ingenieros que dirigieron y colaboraron en el desarrollo de esta investigación.
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AGRADECIMIENTOS A DIOS por ser guía y rumbo verdadero de mi vida, a mi familia especialmente a mis padres, a todas las personas que de una u otra manera me han apoyado y han sido participes de este objetivo, a Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno de santa cruz de la sierra con los distinguidos docentes y a YPFB Logística S.A y a los ingenieros que dirigieron y colaboraron en el desarrollo de esta investigación.
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“PERDIDAS DE HIDROCARBUROS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO VERTICALES EN LA EMPRESA YPFB LOGÍ STICA STICA S.A.” ........................................................... Error! Bookmark not defined.
CAPITULO I .......................................................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 3 1.
INTRODUCCIÓN INTRODU CCIÓN ................................... .................. .................................. ................................... ......................... .......
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2.
ANTECEDENTES ANTECEDENT ES ................................... .................. .................................. ................................... ......................... .......
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3.
PLANTEAMIENTO PLANTE AMIENTO DEL PROBLEMA PROBLE MA ................................... ................. ................................... ................................... .................................... ........................ ...... 4
3.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................................................................................... 4 3.2 ÁRBOL DEL PROBLEMA .................................................................................................................. 5 4. OBJETIVOS ....................................................................................................................................... 5 4.1. OBJETIVOS GENERAL .................................................................................................................... 5 4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................................... 5 5. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................................................ 6
5.1. Justificación Económica .................................................................................................. 6 5.2. Justificación Social ............................................................................................................ 6 5.3. Justificación Técnica ......................................................................................................... 6 5.4. Justificación Personal ....................................................................................................... 6 6. DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................................................ 6
6.1. Delimitación Temporal ...................................................................................................... 6 6.2. Delimitación Geográfica ................................................................................................... 6 6.3. Delimitación de contenido o sustancia ........................................................................ 7 7. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN ........................................................................................... 7
7.1. Tipo de Investigación ........................................................................................................ 7 7.2. Trabajo de Campo .............................................................................................................. 7 7.3 Trabajo de Gabinete ............................................................................................................ 7 8. FUENTES DE INFORMACIÓN ............................................................................................................ 7
8.1 Fuentes primarias ................................................................................................................ 7 8.2 Fuentes secundarias .......................................................................................................... 7 9. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES .................................................................................................... 8 2
CAPITULO II ....................................................................................................................................... 10 MARCO TEÓRICO ............................................................................................................................... 15 2.1 MARCO CONCEPTUAL ................................................................................................................. 15 2.1.1. TANQUES DE ALMACENAMIENTO........................................................................................... 15 2.1.3. IDENTIFICACIÓN DE TANQUES ................................................................................................ 15 2.1.4. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES. .......................................................................................... 18 2.1.4.1. POR SU FORMA .................................................................................................................... 19 2.1.4.2. POR EL PRODUCTO ALMACENADO ...................................................................................... 21 2.1.4.3. POR SU CONSTRUCCIÓN ...................................................................................................... 22 CAPITULO III ...................................................................................................................................... 32 DIAGNOSTICO .................................................................................................................................... 32 2.1. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA ............................................................................................... 32 2.2 LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................. 34 2.3 DISTRIBUCIÓN DE PLANTA .......................................................................................................... 35 2.4 ORGANIGRAMA ........................................................................................................................... 37 ........................................................................................................................................................... 37 2.5 DESCRIPCIÓN DELA PLANTA ........................................................................................................ 38 ........................................................................................................................................................... 41 2.6. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE ALMACENAJE Y TRANSPORTE .................................... 50 2.7. DIAGNOSTICO DE LAS FALLAS QUE OCURREN EN LA MEDICIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTOS ......................................................................................................................... 51 2.7.1. TIPOS DE PERDIDAS DE HIDROCARBUROS .............................................................................. 51 CAPITULO IV ...................................................................................................................................... 59 PROPUESTAS ..................................................................................................................................... 59 4.1.- INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 59 4.2.1 METODOLOGÍA DE DEMING PHVA .......................................................................................... 60 4.3.2.- PLANIFICAR ............................................................................................................................ 60 4.3.3.- HACER .................................................................................................................................... 60 4.3.4.- VERIFICAR ............................................................................................................................... 60 4.3.5.-ACTUAR ................................................................................................................................... 60 CAPITULO V ....................................................................................................................................... 61 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................................ 61 5.1.- CONCLUSIÓN ............................................................................................................................. 61
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5.2.- RECOMENDACIONES: ................................................................................................................ 62 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 63
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CAPITULO 1 INTRODUCCION
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CAPITULO I INTRODUCCIÓN 1.
ANTECEDENTES
Este trabajo monográfico de la investigación de las pérdidas de hidrocarburos en tanques de techo fijo, se basa en estructura sólida y el almacenamiento de los hidrocarburos. Es imprescindible que los tanques para una buena seguridad tengan que someterse sobre algunas normas de construcción y diseños para que más adelante no tengamos que tener algún inconveniente, al cumplir con esto solo será ya la parte de mantenimiento para que el tanque pueda tener una buena duración y un buen desempeño en su labor de almacenaje. El almacenamiento continúa siendo una actividad indispensable en el manejo de hidrocarburos. La selección del tipo y tamaño de tanque está regida por la relación producción-consumo, las condiciones ambientales, la localización del tanque y el tipo de fluido a almacenar. Existe una gran variedad de Tanques y su clasificación es igualmente amplia, los hay para el almacenamiento de productos líquidos y gaseosos. El material más empleado para su construcción es el acero inoxidable por su resistencia y durabilidad. El presente trabajo ha sido desarrollado con la finalidad de saber cuáles son las causas por las que ocurren las pérdidas de hidrocarburos en tanques de techo fijo, analizando las pérdidas por averías y pérdidas por evaporación. La empresa YPFB LOGISTICA S.A. se dedica al almacenaje y transporte de hidrocarburos refinados (gasolina, diésel y jet fuel). Estos productos son obtenidos de las transferencias con la refinería Guillermo Elder Bell.
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La gasolina es almacenada en tanques de techo flotante y el diésel en tanques de techo fijo. Los tanques están divididos tanto para despacho como para transporte por medio de ductos.
1.1.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La empresa YPFB LOGISTICA S.A. tiene tanques de almacenamiento que necesitan mantenimiento e inspección técnica como capacitación al operador de tanque.
1.1.1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA YPFB LOGÍSTICA S.A. en su línea de almacenamiento de productos derivados (gasolina, diésel) tiene como no conformidades la falta de mantenimiento ya que este problema origina perdidas de hidrocarburos por avería y las perdidas por evaporación la cual hacen que disminuya el volumen del producto almacenado.
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1.1.2. ÁRBOL DEL PROBLEMA
CAUSAS
PROBLEMAS
EFECTOS
Falta de Inspección Técnica
Disminuye el volumen de producto almacenado
Falta de Mantenimiento Preventivo y Correctivo
Reduce los ingresos económicos de la empresa
PERDIDAS DE HIDROCARBUROS
Capacitación al operador de tanque
1.2.
Riesgo de explosión y daño al personal
OBJETIVOS
1.2.1. OBJETIVOS GENERAL Analizar las causas que producen las pérdidas de hidrocarburos en los tanques de techo fijo para reducir dichas pérdidas y aumentar los ingresos económicos para la empresa.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Identificar cual es el origen de las pérdidas de Hidrocarburos. Identificar y desarrollar cual es el mantenimiento adecuado para evitar dichas perdidas
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Emplear los instrumentos más adecuados para el manejo en las mediciones de los hidrocarburos.
1.5. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 1.5.1. Justificación Económica: Al disminuir o evitar las pérdidas de hidrocarburos en la empresa, significa un incremento económico para YPFB LOGISTICA S.A.
1.5.2. Justificación Social: La importancia si se disminuiría o evitara las pérdidas hidrocarburos generaría un mejor ambiente laboral de los trabajadores y serán más eficaces, reducirá los accidentes en el personal y ayudara a tener más cerca los conocimientos para la mejora continua.
1.5.3. Justificación Técnica: debido a la importancia de los tanques dentro de la empresa se requiere contar con equipos, materiales, procedimientos y personal adecuado para realizar las diferentes actividades que garantice la confiabilidad de los mismos.
1.5.4. Justificación Personal: Hacer un diagnóstico, inspección técnica o un mantenimiento preventivo o correctivo a los tanques de almacenamiento de hidrocarburos, y si algún tanque está en mal estado aplicar las normas de API (normas y diseños de construcción) y la norma ASME.
1.6. DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 1.6.1. Delimitación Temporal: El trabajo realizado en la empresa YPFB LOGISTICA S.A, se llevó a cabo por tres meses desde junio a agosto de 2016.
1.6.2. Delimitación Geográfica: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano Logística S.A esta ubicado a 12 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la avenida final santos dumont en el distrito 9. 6
1.6.3. Delimitación de contenido o sustancia: para desarrollar esta investigación es necesario acceder a fuentes de información primaria y secundaria y actualizar la información según las normas.
1.7. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN 1.7.1. Tipo de Investigación: el propósito de este trabajo de investigación es descriptiva para reducir y evitar las pérdidas de los tanques de almacenamiento verticales de techo fijo que reducen el ingreso económico de la planta y se aplicara herramienta de calidad el ciclo de Deming (planificar, hacer, verificar, actuar).
1.7.2. Trabajo de Campo: para llevar a cabo se hace primero una inspección que sería un mantenimiento preventivo luego por medio de una ficha técnica diagnosticar los resultados debido al porcentaje de corrosión y luego hacer el mantenimiento.
1.7.3 Trabajo de Gabinete: Revisión bibliográfica y elaboración del documento. Se realiza un cronograma de actividades para tener el control así para reducir o disminuir las pérdidas en los tanques verticales de techo fijo.
1.8. FUENTES DE INFORMACIÓN En este trabajo de investigación realizado cuento con los tres tipos de adquisición de información, ya que la información proveniente viene de libros, revistas, fotografías y acceso al internet.
1.8.1 Fuentes primarias: Se realizaron toma de datos fotográficos. 1.8.2 Fuentes secundarias: Se tomaron datos de acceso al internet.
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1.9. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ENE
FEBRE
MARZ
1
2
3 1 FECHADEINI CIO DURACIÓN
ACTIVIDA
2
04/04/2016 28 ANÁLISISDELASITUACIÓN ACTUAL
3
01/05/2016
01/06/2016
29 TOMADEDATOS
31 INFORME YPROPUESTA
Tabla1: Cronograma de actividades Fuente: Elaboración propia
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CAPITULO 2 MARCO TEORICO
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CAPITULO 2 2.1. HISTORIA DE LA EMPRESA La compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia S.A. se conformó como resultado del proceso de privatización de YPFB residual mediante licitación pública nacional e internacional. La privatización de los poliductos y terminales de almacenaje se efectúo como parte de la estrategia de reforma del Estado Boliviano, en el marco de la Ley de Hidrocarburos No. 1689 promulgada en abril de 1996 y la Ley de Privatización No. 1330. Con la promulgación de la Ley de Hidrocarburos No. 1689, se estableció en Bolivia el marco legal para la inversión privada en el desarrollo de las actividades
de
exploración,
explotación,
transporte,
almacenaje
y
comercialización del sector de hidrocarburos, transfiriéndose Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) fraccionada en Unidades de Negocio, al sector privado. CLHB inició actividades el 8 de septiembre el 2000, después de la promulgación del D.S. 25834 de fecha 7 de julio del 2000, disposición gubernamental mediante la cual se efectúa la transferencia de las Unidades de Negocio de Almacenaje y Transporte al consorcio OTIB, consolida la transferencia con la firma de un Contrato de Transferencia que contiene derechos y obligaciones para la Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. El Gobierno Nacional ha iniciado un proceso de nacionalización el 1 de mayo del 2006, a objeto de impulsar un desarrollo integral de la nación, tomando 11
control de las empresas estratégicas para la economía boliviana, para su administración gubernamental, con la promulgación del D.S. 28701. El D.S. 29272 de fecha 12 de septiembre del 2007, en el marco de la Constitución Política del Estado aprobó el Plan Nacional de Desarrollo, y establece que YPFB a nombre del Estado ejercerá el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, participando en todas las fases de producción de los hidrocarburos, y representando al estado en la suscripción de contratos que definan nuevas reglas con las empresas extranjeras.
El D.S. 29486 de marzo de 2008 estableció el 30 de abril del 2008 como fecha definitiva para concluir con las negociaciones y suscribir acuerdos de transferencia de las acciones.
El 1ro de mayo del 2008 con la promulgación del D.S. 29542 se decreta la adquisición del 100% de las acciones nacionalizadas del paquete accionario de la sociedad CLHB, con la finalidad de que YPFB tenga el control y dirección de la Unidad de Negocio de Almacenaje y Transporte por Poliductos.
Al concretarse la adquisición por parte del Estado Boliviano del 100% de las acciones nacionalizadas de la sociedad Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A., quedará YPFB en calidad de accionista mayoritario.
La Superintendencia de Hidrocarburos en fecha 9 de mayo del 2008 resuelve la intervención de la CLHB S.A., considerando que se estaba poniendo en riesgo la continuidad del servicio público de Transporte y Almacenaje de productos 12
refinados y GLP, por noventa (90) días hábiles administrativos, designando al Lic. Saúl Avalos Cortez como Interventor. 2.2. POLITICA DE LA ORGANIZACIÓN
2.3.1. MISION “Transportamos y almacenamos hidrocarburos líquidos con responsabilidad y compromiso
para nuestros clientes”
2.3.2. VISION “Constituirnos en la empresa más reconocida de la corporación YPFB por su capacidad de gestión y respuesta logística”
2.3 LOCALIZACION
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano Logística S.A está ubicado a 12 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la avenida final santos dumont en el distrito 9.
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CAPITULO II MARCO TEÓRICO 2.1 MARCO CONCEPTUAL 2.1.1. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Tanques de almacenamiento de Hidrocarburos son recipientes hechos en acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso.
2.1.2. PARTES CONSTITUCIONALES MÁS IMPORTANTES DE LOS TANQUES
Deben tener una escotilla de medición.
Deben tener sistemas de Venteos.
Deben tener líneas de entrada y salida del producto
Deben tener líneas de drenaje.
Deben tener agitadores dependiendo de la mezcla de producto que se va a almacenar.
Deben tener sistema contra incendios.
Escalera.
2.1.3. IDENTIFICACIÓN DE TANQUES Por Color
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El color de los tanques podrá ser variado cuando por razones de seguridad nacional o paisajismo, se requiera. En estos casos se deberá tener en cuenta que para productos livianos y medios los colores tendrán que ser ¨claros¨ y para productos pesados ¨oscuros¨. En los tanques de color ¨claro¨, si fuese el caso, se podrá pintar una franja horizontal – mediante la aplicación de una capa adicional de pintura de color negro en el primer anillo, a partir del piso, para protección en caso de goteo o escape en los sitios de descargue. Los tanques deben llevar el diamante de seguridad de acuerdo a los parámetros de la NFPA y el nombre del producto almacenado.
Por números o nombres en los tanques Lleva el número o nombre grande en la parte de la parte posterior de la pared del tanque, por Ejemplo, se connota con: TK-2914, TK-2925 o lleva el nombre del compuesto, DIESEL, GASOLINA KEROSENE, ETC.
Normas y Diseños de construcción Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos existen varias Normas y Códigos, pero las más difundidas y empleadas en las industrias de procesos son las del American Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables los siguientes
Normas API Standard 620 (1990): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, aéreos que operan a presiones en el espacio vapor menores a 2.5 psig y a temperaturas no superiores a 93°C
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API Standard 650 (1998): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, aéreos que operan a presiones en el espacio vapor menores a 1.5 psig y a temperaturas no superiores a 121°C
API Specification 12D: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 75 y 1500 m3
API Specification 12F: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en taller para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 13.5 y 75 m3
API Standard 653 (1991): es aplicable a la inspección, reparación, alteración desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales o verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650. Recomienda también la aplicación de las técnicas de ensayos no destructivos aplicables Estos estándares cubren el diseño, fabricación, inspección, montaje ensayos y mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenaje de productos de la industria petrolera y petroquímica, pero su aceptación ha sido aplicada al almacenaje de numerosos productos en otras industrias. Si bien estas normas cubren muchos aspectos, no todos están contemplados, razón por la que existen otras normas complementarias a las mismas. Existen además de los mencionados estándares otras normas que también son aplicables a estos casos, pero cubriendo no solo materiales constructivos metálicos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio), etc. Estas normas son:
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ASME, Boiler and Pressure Vessel Code (edith 2001), Section VIII y X: es aplicable para el diseño de diferentes recipientes y tanques tanto cilíndricos, esféricos como de sección rectangular. Se trata de los estándares más reconocidos mundialmente en este campo de aplicación
Underwriters Laboratories (UL) Standard UL 142: es aplicable a tanques de acero de diferentes diseños soldados en taller para almacenaje de líquidos inflamables y combustibles
British Standard (BS) 2594: es aplicable a tanques cilíndricos horizontales de acero al carbono soldados
BS 4994: comprende las especificaciones para el diseño y construcción de recipientes y tanques en plásticos reforzados
BS 6374: comprende las especificaciones para el recubrimiento de recipientes y tanques con materiales poliméricos
ASTM D 3299 / 4021 / 4097: comprende las especificaciones para tanques plásticos reforzados con fibra de vidrio
2.1.4. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES: Se lo Clasificara tal como está en la fig.1. Figura 1: Clasificación de los tanques
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Fuente: Manual de tanques, facultad de Ingeniería, UNAM. (Gómez, 1987)
2.1.4.1. POR SU FORMA:
Tanque cilíndrico con techo cónico.
Tanque cilíndrico con techo geodésico.
Tanque cilíndrico con techo flotante.
Tanque cilíndrico con membrana flotante.
Tanque cilíndrico horizontal.
Tanques Esféricos. A continuación, podemos ver la clasificación según su construcción o forma de los tanques como lo muestra la figura 2: 19
Figura 2: clasificación de los tanques de almacenaje según su forma
Fuente: “Manejo de la Producción en la Superficie” ; Facultad de Ingeniería, UNAM. (Gómez, 1984)
Por su forma los podemos dividir en recipientes cilíndricos y en recipientes esféricos.
a) Los recipientes cilíndricos generalmente son divididos en dos tipos: tanques Cilíndricos Horizontales y en tanques Cilíndricos Verticales.
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-Los Tanques Cilíndricos Horizontales, generalmente son de volúmenes relativamente bajos, debido a que presentan problemas por fallas de corte y flexión. Por lo general, se usan para almacenar volúmenes pequeños. -Los Tanques Cilíndricos Verticales nos permiten almacenar grandes cantidades volumétricas con un costo bajo. Con la limitante que solo se pueden usar a presión atmosférica o presiones internas relativamente pequeñas.
b) Los recipientes esféricos se utilizan generalmente como tanques de almacenamientos y se recomiendan para almacenar grandes volúmenes de fluidos a altas presiones. Puesto que la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión, esta sería la forma más idónea para almacenar fluidos a presión, sin embargo, la fabricación de este tipo de recipientes es mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos. Este tipo de tanques generalmente en la industria del petróleo es utilizado para productos gaseosos, como amoniaco, gas butano, isopropanos, etc., entre otros. Debido a su forma la presión se distribuye excelentemente en todo su interior.
2.1.4.2. POR EL PRODUCTO ALMACENADO:
Para Crudos.
Para Derivados o Refinados.
Para GLP.
Para Residuo
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2.1.4.3. POR SU CONSTRUCCIÓN Tanques verticales – techo flotante 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. Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Ver fig.3 y las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: •Es un techo auto portante, es decir, no necesita columnas que lo so stenga.
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. Figura 3 : tanque cilindrico de techo geodésico
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Fuente: tanque geodésico/Monografias.com, (Diaz, 2002)
Esferas Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. acero. Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo).Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje. Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas las válvulas de seguridad, de seguridad, aparatos aparatos de tele medición, etc. Tal como se ve en la figura 4.
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Figura #4: tanque esférico
Fuente: www.vijaytanks.com/spheres.htm(2002)
Horizontales Estos tanques son usados en la industria petroquímica para almacenamiento de agua, combustibles derivados del petróleo o fluidos usados en la producción de petróleo, Son tanques de dimensiones menores a los verticales y las relaciones entre radio y espesor (r/t) más comunes oscilan entre 150 y 500, cuando se diseñan ajustados a normativas. En general, los tanques disponibles de este tipo tienen una capacidad máxima de hasta 200m3 y suelen ser construidos en
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fábrica usando como material chapas de acero, en algunos casos se usa acero inoxidable si es requerido por las características del fluido. Los tanques tienen un cuerpo cilíndrico con extremos planos, cónicos o curva con forma de domo esférico rebajado. La Figura #5 muestra un esquema con las principales dimensiones geométricas: longitud (L) total del tanque, diámetro (D) del cilindro, separación (s3) y ancho (a) de soportes de apoyo y profundidad de extremo (s1). Los soportes suelen designarse como cuñas de apoyo y tiene como función mantener elevada la posición del tanque para permitir una visión clara con fines de inspección del fondo. Según el diseño, los tanques pueden presentar dos o tres cunas de apoyo. Figura 5: esquema de un tanque horizontal
Fuente: manual de tanques horizontales En la figura 6 podemos apreciar una imagen tomada en la planta de separación de líquidos de Rio Grande. Figura 6: tanques horizontales
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Fuente: Planta Rio Grande; Mendoza (2013)
CONTROL DE RIESGOS Para evitar que se produzca un incendio o una explosión en los tanques deberán tomarse una serie de medidas. Para el caso de almacenaje de inflamables en tanques fijos, estas medidas son las siguientes: 1. Conectar el tanque debidamente a tierra. 2. Asegurarse que tienen sus apaga-llamas, y que estén éstos estén bien anclados. Además, la tubería de descargas al tanque debe llegar hasta el fondo. 3. Evitar que las tapas de las entradas de los tanques tengan rozamiento con el cuerpo del tanque. 4. Comprobar que los indicadores de presión y temperatura funcionan correctamente. 26
5. Debe de haber muros de retención para el caso de derrames. Figura 9: muros de retención o diques
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, (2007) 6. Deben tener instalado un equipo de pararrayos. 7. El motor del sistema de agitación debe ser a prueba de explosión. 8. Existirá señalización indicando la prohibición de fumar y la limitación de áreas. 9. La construcción del tanque será tal, que en caso de una explosión sólo se desprenda el cono que sirve como techo. 10. Se instalarán válvulas de control remoto para impedir cualquier fuga. 27
En lo referente a riesgos eléctricos debe tenerse en cuenta que la electricidad presenta un peligro continuo de incendio en áreas o tanques donde es posible la presencia de gases o vapores inflamables si existen cables sueltos mal aislados. Por ello al hacer una instalación se hará de forma sólida y permanente. Estarán debidamente aisladas y entubadas, y bien sujetas. Como medida de seguridad se recomienda que la tubería de descarga siempre se encuentre bajo el nivel del líquido, es decir, que llegue al fondo, o bien cuando no pueda efectuarse esto y si el flujo del líquido no es grande, se deje resbalar por las paredes del tanque para que las cargas que pudieran crearse se disipen en la armadura conectada a tierra. Se instalarán muros de contención o retención en los tanques. Estos diques se pueden construir de concreto o de concreto y acero, para soportar la presión lateral del líquido en total. Es conveniente que cada tanque disponga de su dique independientemente de los otros. Todo tanque de almacenamiento que contenga líquidos inflamables debe proveerse de un venteo apropiado que permita el flujo de vapor o aire, compensando así, el flujo máximo de líquido según se va llenando o vaciando el tanque. Al llenar un tanque, los venteos descargan vapores inflamables, por ello se deben descargar alejados de ventanas o puertas, donde los vapores podrían entrar a edificios. El uso de los apaga llamas es importante ya que se encargan de prevenir y evitar la propagación al fuego mediante la absorción y disipación del calor proveniente del fuego de un lado del tanque, hacia el otro lado del mismo. Los apaga llamas se utilizan en venteos para que cuando se queme lo de fuera la llama no entre dentro.
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MANTENIMIENTO Conservación de una cosa en buen estado o en una situación determinada para evitar su degradación.
Mantenimiento preventivo El objetivo del control preventivo de un tanque es evitar el deterioro del mismo para que no se produzca una avería. El principal enemigo es la corrosión por ello deben tomarse medidas especiales para impedir su formación. Se tomarán medidas en: -Fondos de tanques -Paredes de tanque -Techos fijos
-Fondos de tanques Se aplicará un recubrimiento que impida la corrosión en el interior del tanque debido al agua que pueda encontrarse en el mismo.
-Paredes de tanque Se deben aplicar recubrimientos protectores en el interior y exterior del tanque. 29
Dependiendo del tipo de fluido almacenado este recubrimiento variara. Externamente el tanque también debe protegerse aplicando un revestimiento adecuado dependiendo de la zona en la que el tanque se ubique, mejorando así la estética de la instalación y disminuyendo las pérdidas de producto. Es importante inspeccionar externamente el tanque cada 5 años por un inspector cualificado.
-Techos fijos Las chapas del techo del tanque pueden verse afectadas por la corrosión debido a la condensación del vapor de agua presente en la atmósfera o a vapores de productos agresivos, por lo que se debe aplicar un revestimiento protector.
Mantenimiento correctivo Se llevará a cabo este tipo de control cuando se produzca una avería en una de las partes sensibles del tanque o bien si se alcanza el límite de vida esperado de alguna de las partes sensibles del tanque. La sustitución de elementos del depósito, tanto del equipo de trasiego, como del sistema de seguridad, deberá realizarse respetando el diseño inicial o normas estándar de seguridad. 30
Se deberán tomar medidas de seguridad en todas las operaciones de corte y soldadura por el peligro que éstas llevan consigo.
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CAPITULO III DIAGNOSTICO
3.1. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA La compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia S.A. se conformó como resultado del proceso de privatización de YPFB residual mediante licitación pública nacional e internacional. La privatización de los poliductos y terminales de almacenaje se efectúo como parte de la estrategia de reforma del Estado Boliviano, en el marco de la Ley de Hidrocarburos No. 1689 promulgada en abril de 1996 y la Ley de Privatización No. 1330. Con la promulgación de la Ley de Hidrocarburos No. 1689, se estableció en Bolivia el marco legal para la inversión privada en el desarrollo de las actividades
de
exploración,
explotación,
transporte,
almacenaje
y
comercialización del sector de hidrocarburos, transfiriéndose Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) fraccionada en Unidades de Negocio, al sector privado. CLHB inició actividades el 8 de septiembre el 2000, después de la promulgación del D.S. 25834 de fecha 7 de julio del 2000, disposición gubernamental mediante la cual se efectúa la transferencia de las Unidades de Negocio de Almacenaje y Transporte al consorcio OTIB, consolida la transferencia con la firma de un Contrato de Transferencia que contiene derechos y obligaciones para la Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. El Gobierno Nacional ha iniciado un proceso de nacionalización el 1 de mayo del 2006, a objeto de impulsar un desarrollo integral de la nación, tomando control de las empresas estratégicas para la economía boliviana, para su administración gubernamental, con la promulgación del D.S. 28701. 32
El D.S. 29272 de fecha 12 de septiembre del 2007, en el marco de la Constitución Política del Estado aprobó el Plan Nacional de Desarrollo, y establece que YPFB a nombre del Estado ejercerá el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, participando en todas las fases de producción de los hidrocarburos, y representando al estado en la suscripción de contratos que definan nuevas reglas con las empresas extranjeras.
El D.S. 29486 de marzo de 2008 estableció el 30 de abril del 2008 como fecha definitiva para concluir con las negociaciones y suscribir acuerdos de transferencia de las acciones.
El 1ro de mayo del 2008 con la promulgación del D.S. 29542 se decreta la adquisición del 100% de las acciones nacionalizadas del paquete accionario de la sociedad CLHB, con la finalidad de que YPFB tenga el control y dirección de la Unidad de Negocio de Almacenaje y Transporte por Poliductos.
Al concretarse la adquisición por parte del Estado Boliviano del 100% de las acciones nacionalizadas de la sociedad Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A., quedará YPFB en calidad de accionista mayoritario.
La Superintendencia de Hidrocarburos en fecha 9 de mayo del 2008 resuelve la intervención de la CLHB S.A., considerando que se estaba poniendo en riesgo la continuidad del servicio público de Transporte y Almacenaje de productos refinados y GLP, por noventa (90) días hábiles administrativos, designando al Lic. Saúl Avalos Cortez como Interventor.
33
3.2 LOCALIZACIÓN Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano Logística S.A está ubicado a 12 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la avenida final santos dumont en el distrito 9.
34
3.3 DISTRIBUCIÓN DE PLANTA
Transporte de Hidrocarburos por Ductos La capacidad para el transporte de hidrocarburos por ductos es la siguiente:
Extensión total: 1.449 Km.
Capacidad operativa: 25.146 BPD
Contamos con una red de Poliductos extendidos en todo el territorio nacional (1449 Km) Operamos con eficiencia, seguridad y responsabilidad cuidando en todo momento la calidad y cantidad de los hidrocarburos entregados a nuestra custodia por nuestros clientes. Cuidamos en todo momento el medio ambiente y la seguridad de las personas que se encuentran en las zonas influenciadas por nuestras operaciones. Contamos con 6 Poliductos que abastecen el mercado nacional: Poliducto Cochabamba - Oruro - La Paz (OCOLP) Poliducto Cochabamba - Puerto Villaroel (PCPV) Poliducto Santa Cruz - Camiri (OCSZ-1) Poliducto Camiri - Sucre (PCS) Poliducto Sucre - Potosí (PSP) Poliducto Villamontes - Tarija (PVT)
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Ducto Virtual (Transporte de Hidrocarburos por Cisternas) El tramo Camiri - Villamontes es operado mediante cisternas. Almacenaje y Despacho de Hidrocarburos. Tenemos una capacidad de Almacenaje en Tanques, de combustibles líquidos de 127.082 8.176 de m3. Cochabamba (Planta Valle Hermoso)
Tarija (Planta El Portillo)
Oruro (Planta San Pedro)
Puerto Villarroel
La Paz (Planta Senkata)
Riberalta
Santa Cruz (Planta Palmasola)
Trinidad
Camiri (Planta Chorety)
Monteagudo
Sucre (Planta Qhora - Qhora)
San José de Chiquitos
Potosí
Uyuni
Villamontes
Tupiza
36
3.4 ORGANIGRAMA
37
3.5 DESCRIPCIÓN DELA PLANTA Empresa boliviana que tiene bajo su responsabilidad la importante actividad de recepcionar, almacenar y transportar Hidrocarburos Líquidos (DiéselOíl, Kerosene, Jet Fuel, Gasolina Especial y GLP) por poliductos y cisternas en todo el territorio nacional.
38
ALMACENAMIENTO Tenemos una capacidad neta operativa de Almacenaje en Tanques, de combustibles líquidos 127.082 m3 y para GLP de 8.176 m3. Distribuidos en las 16 plantas a nivel Nacional, como se aprecia en el "Mapa de Plantas".
39
TRANSPORTE La capacidad para el transporte de hidrocarburos por ductos es la siguiente: Extensión total: 1.449 Km y Capacidad operativa total: 25.146 BPD Contamos con una red de 6 Poliductos extendidos en todo el territorio nacional (1449 Km), que abastecen el mercado nacional, ver en el "Mapa de Poliductos".
LA PLANTA DE SANTA CRUZ cuenta 5 áreas importantes las cuales son: Registro de cisterna Despacho de camiones cisternas Control de registro de cisternas Tanques de Almacenamiento Transporte por ductos
1. Registro de cisterna El conductor llega a la oficina de registro de cisterna con la orden de despacho donde el operador verifica la factura de pago del producto y si es provincial 40
tiene que tener la hoja de ruta y si local la ubicación exacta del destino final. El operador de registro por medio del programa SIGOPER realiza al registro del camión y el nombre del conductor.
Una vez realizado el registro se emite un parte de salida de combustible donde menciona el volumen que transportara en cada compartimiento del camión cisterna.
41
Despacho de camiones cisterna El despacho cuenta con 4 Acuload el cual es una máquina que está conectada al programa SIGOPER donde cada Acuload tiene dos puntos de carguío, este también me muestra las propiedades del producto que está siendo despachado como: Temperatura, API, Volumen del producto y el número de tanque que está siendo utilizado para el despacho. El conductor para el carguío de producto conecta el camión cisterna a cable tierra y posterior a eso entrega el orden de despacho al operador de despacho. El operador ingresa el código que se emite en el orden de despacho y donde salen las características del camión cisterna y el volumen a transportar por compartimiento.
42
Una vez concluido el carguío se desconecta el cable a tierra del camión precinta los compartimientos y las válvulas del camión cisterna. El operador llena el volumen total que se cargó en el camión cisterna y luego le da una boleta de control de registro de cisterna.
Control de registro de cisterna El operador de control de registro de cisterna verifica el código emitido en la orden de despacho, controla el volumen total que está transportando el camión cisterna y los sellos del producto en la boleta de control de registro de cisterna.
Tanques de almacenamiento El área cuenta con 12 tanques de almacenamientos los cuales 4 son de diésel, 4 de gasolina, 2 de crudo, 1 kerosene, 1 jet fuel. Las capacidades de los tanques se describen en la siguiente tabla: 43
Tanqu Product Referenc Dimensiones e o ia de Medición
Capac Vacío . Superior Bruta No utilizado
Altura Máxima de Recepción
N°
(mms (m3) )
(mms)
Diam.(m Altura( ms) mms)
(m3)
(mms (m3 ) )
litro sx mm s
Altura de carga muert a
Carg Capac. a Neta Muert a
(mms)
(m3)
(m3)
2925
Diesel
14.89.3
22841
14610
5963,5 1052
431, 1355 3 8
5531, 410 8
360
117,8
5414,0
2924
Diesel
14.87.5
22836
14620
5959,8 1046
428, 1357 8 4
5531, 410 0
500
170,7
5360,3
2926
Diesel
14.89.7
18271
14644
3838,0 1053
275, 1359 8 1
3561, 262 3
630
160,0
3401,3
2929
Diesel
12.42.8
12182
12191
1418,7 891
104, 1130 2 0
1317, 117 1
498
57,2
1259,9
2923
Crudo
12.42.8
15228
12191
2212,3 926
167, 1126 6 5
2044, 182 7
635
111,0
1933,7
101
Crudo
7.44.6
9120
7300
477,2
865
57,9 6435
422,0 66
448
30,7
391,3
004
Crudo
7.88.4
11442
7527
774,0
867
89,3 6660
684,5 117
400
41,7
642,8
102
Jet Fuel
7.45.1
9115
7283
476,0
616
40,6 6667
436,7 66
443
30,1
406,6
2944
Kerosen 4.74.0 e
4832
4613
84,6
420
8,0
79,3
368
6,9
72,4
4320
19
40
2914
Gasolin a
17.05.2
22825
14623
5912,7 2264
928, 1325 2 0
5381, 406 0
610
229,3
5151,7
2917
Gasolin a
16.00.0
16746
14665
3201,7 1415
311, 1290 3 0
2888, 224 4
365
75,8
2812,6
211
Gasolin a
9.23.7
10795
9036
825,6
668
60,8 8368
765,1 92
515
47,5
717,6
2939
Gasolin a
14.70.2
9136
12199
785,8
1625
107, 1057 2 4
682,5 64,6
500
34,5
648,0
2914
Gasolin a
17.05.2
22825
14623
5912,7 2264
928, 1325 2 0
5381, 406 0
610
229,3
5151,7
2917
Gasolin a
16.00.0
16746
14665
3201,7 1415
311, 1290 3 0
2888, 224 4
365
75,8
2812,6
211
Gasolin a
9.23.7
10795
9036
825,6
668
60,8 8368
765,1 92
515
47,5
717,6
2939
Gasolin a
14.70.2
9136
12199
785,8
1625
107, 1057 2 4
682,5 64,6
500
34,5
648,0
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YPFB logística recibe los productos refinados importados de Brasil por medio de vagones y también por medio de la Refinería Guillermo Elder Bell para el área de despacho y el transporte por ductos.
Por medio de Vagones Los vagones llegan a la planta de YPFB LOGISTICA recepciona solamente diésel oíl “importado”. La capacidad de rec epción es de 600 GPM a 1200 GPM mediante la instalación de una bomba de 600 GPM, dos medidores Prime 4 y una nueva línea de recepción hacia los tanques de almacenaje.
YPFB logística recibe los productos refinados importados de Brasil por medio de vagones y también por medio de la Refinería Guillermo Elder Bell para el área de despacho y el transporte por ductos.
Por medio de Vagones Los vagones llegan a la planta de YPFB LOGISTICA recepciona solamente diésel oíl “importado”. La capacidad de rec epción es de 600 GPM a 1200 GPM mediante la instalación de una bomba de 600 GPM, dos medidores Prime 4 y una nueva línea de recepción hacia los tanques de almacenaje.
También llegan camiones cisterna transportando gasolina de la planta de rio grande la planta cuenta con un medidor para la recepción de camiones cisternas y un controlador Micro load, sistema de medición electrónica de 3” en el descargadero de cisternas de gasolina especial. Permitiendo la medición exacta de cada camión cisterna descargada.
A través de las transferencias con la Refinería Guillermo Elder Bell El operador del tanque hace un check list al tanque verificando que las válvulas estén alineadas con el tanque de refinación, luego el operador realiza las mediciones de nivel del producto, nivel del agua, temperatura y también se saca una muestra de producto a través de un toma muestra (recipiente metálico). 41
Procedimiento de medición del tanque Determinación de nivel de producto y agua
Antes de iniciar el proceso de medición, el OPERADOR DE TANQUES:
Verifica el estado de válvulas abierta/cerrada, estado de precintos y candados. Verifica visualmente el estado del tanque, así como de accesorios (Techo, válvulas de control operativo, válvula de presión de vacío y válvulas de alivio). Verifica y confirma el número del tanque a medir Revisa la válvula de agua de lluvias en los tanques de techo flotante Verifica que los agitadores (si los hay) estén apagados Antes de subir al tanque debe asegurarse que cuenta con los instrumentos adecuados (cinta métrica metálica, termómetro, toma muestras, etc.), toca con las manos el bastón o varilla de puesta a tierra, con el fin que su cuerpo y el tanque 42
adquiera el mismo potencial eléctrico y se elimine todo riesgo de electricidad estática. Examina la columna de mercurio del termómetro y verifica que sea continua, es decir que no esté fraccionada o separada en parte alguna.
PASO N° 1: Verifica la altura referencial del volumen de los tanques a ser medidos, según se disponga de: Sistema de Medición – Varec. Sistema de tele medición. Calculo con datos anteriores. Posteriormente, sube por las escaleras al techo del tanque y se posiciona para realizar la medición respectiva del tanque.
PASO N° 2: El OPERADOR DE TANQUE: Abre la tapa de la boca de medición y la traba, para evitar su cierre imprevisto. Conecta el cable de puesta a tierra de la cinta métrica metálica a la placa o platino dispuesto para este fin en la boca de aforo. Unta suavemente la escala de la plomada con pasta indicadora de agua en el nivel referencial de altura que se tenga como dato. Unta la pasta indicadora de producto, en la franja de la cinta donde se espera obtener la medida de la altura de producto.}
Nota: Tome la medida por el mismo lado de la boca de medición; el lugar por donde se desliza la cinta, debe estar previamente marcado (en la calibración del tanque) y por ningún motivo debe ser modificado.
43
PASO N° 3: El OPERADOR DE TANQUE: Mantiene en contacto permanente la cinta metálica contra la boca de medición, esto permitirá que el tanque y la cinta adquieran el mismo potencial eléctrico, reduciendo el riesgo de descargas electrostáticas. Desliza la cinta hasta 50 cm antes de que toque el fondo. Continúa el descenso lento de la plomada hasta que toque suavemente el fondo del tanque, teniendo en mente la altura de referencia del tanque.
PASO N° 4: Para obtener el nivel de agua libre en el tanque, el OPERADOR DE TANQUE sostiene de 5 a 10 segundos la cinta en el nivel de referencia de la boca de medida, para que la reacción de la pomada o pasta marque de forma exacta el nivel de agua contenido en el tanque. Repetir este paso si el corte no es legible y uniforme, posteriormente, el OPERADOR DE TANQUE anota esta medida como el registro del volumen de agua libre en el tanque.
PASO N° 5: Para obtener el nivel de Hidrocarburo en el tanque, una vez la plomada haya tocado el fondo del tanque, la cinta deberá ser retirada inmediatamente para registrar el nivel de corte de producto. El OPERADOR DE
TANQUE anota la altura para calcular el volumen de hidrocarburo en el tanque. La medición manual requiere que tres medidas consecutivas estén dentro de un rango de 3 milímetros. Si dos de las tres medidas consecutivas son idénticas, esta medida será reportada, redondeada al milímetro más cercano para cintas métricas. Para tal efecto, repetir el paso 2 inciso d) y el paso 3.
NOTA: La aproximación máxima permisible que puede realizar en la asignación de la medida tomada es de 1 milímetro.
PASO N° 6: Si tiene 3 medidas diferentes dentro del rango establecido, promedie las tres medidas, reporte el promedio obtenido redondeado al milímetro más cercano para cintas métricas.
44
PASO N° 7: En caso de no requerir la medición de la temperatura, el OPERADOR DE TANQUE cierra la boca de medición y anota las medidas de agua y producto en la Libreta de Campo de medición de Tanques: GOPE-RG-
PL-TODO-045 y además genera la Boletas de Medición de Tanques. NOTA: No borre los datos si están incorrectos; tache y vuelva a colocar el dato . PASO N° 8: Posteriormente, el OPERADOR DE TANQUE registra las mediciones efectuadas en el Cuaderno de Medición de Tanques: GOPE-RG-PL-010 reporta los datos al JEFE DE PLANTA / OPERADOR DE RADIO e ingresa los datos al sistema de la empresa.
NOTA: Cuando las líneas de succión de los tanques se encuentren sin operación hasta el área de bombas por el lapso de una semana, se toma una medida oficial con las válvulas cerradas y otra con la válvula de succión abierta, se registra en cuaderno de registro de toma de datos en campo, también verifica si hubo cambio de producto en los tanques.
Determinación de la Temperatura del Producto La precisión en los promedios de temperatura son necesarios para corregir los volúmenes de líquidos de hidrocarburos a la temperatura base estándar de 60 ºF (15.5 ºC), los termómetros deben ser totalmente inmersibles y fabricados de acuerdo a norma ASTM E -1. La temperatura del producto en cualquier tanque debe ser tomada simultáneamente con la medición del nivel de producto y agua detallados en el punto 8.2.1, para ello se debe bajar el termómetro y sumergirlo en el producto antes de comenzar a medir el tanque. Para que exista correlación con las tablas 5B ºAPI y 6B ºAPI , las temperaturas deben ser leídas y registradas al más cercano 0.5 ºF; cuando se tenga que tomar varias temperaturas, el promedio será registrado redondeando al más cercano 0.5
ºF.
45
Introduzca el termómetro hasta los niveles indicados en la siguiente tabla:
Número Mínimo de Medidas de Temperatura para varias Alturas de Líquido en Tanques de Almacenaje. El termómetro se sumergirá a 9541 mm. Para la medida Inferior. En este caso, la temperatura del producto en el tanque será igual al promedio aritmético de las lecturas efectuadas a los diferentes niveles, redondeado al 0.5 ºF. Si el nivel de producto es inferior o igual a 3,05 metros, efectúe solo una medición en la mitad del producto. Para tanques con capacidad total menor a 5000 Barriles ó 795 m 3, se tomará sólo una temperatura a la mitad del producto.
NOTA: Para Operación Ductos, la medida de la temperatura y el nivel del agua promedio del tanque, deben ser tomadas cada 6 horas por el operador mientras se encuentre realizando las mediciones horarias referenciales. Medición de la Temperatura utilizando termómetros de Mercurio.
PASO N° 1: Conociendo la altura de referencia y el nivel del producto, el OPERADOR DE TANQUE calcula las profundidades a las cuales debe tomar la temperatura y examina la columna de mercurio del termómetro y verifica que sea continua, es decir que no esté fraccionada o separada en parte alguna. NOTA: Al tomar medidas para corte diario, o medidas iniciales y finales de recepción de productos, verifique que el tanque haya estado un mínimo 2 horas de reposo desde el ultimo despacho. Esto permite que las medidas sean más exactas y que se elimine todo riesgo de presencia de electricidad estática. PASO N° 2: Durante los pasos siguientes, el OPERADOR DE TANQUE mantiene en todo momento la cinta en contacto permanente con la boca de medida. Desliza el termómetro hasta la mayor profundidad a la cual va a tomar temperatura, sin permitir que caiga libremente dentro del tanque; para evitar esto, debe ejercer alguna resistencia manual a la manivela de la cinta que gira en sentido de las agujas del reloj. Un descenso libre puede ocasionar que el termómetro se estrelle contra la sabana flotante (si hay) o contra la superficie del líquido causando un daño permanente al termómetro o alterando su calibración. 46
PASO N° 3: El OPERADOR DE TANQUE, debe sostener el Termómetro durante el tiempo indicado en la Tabla que se muestra a continuación: Gravedad API a 60°F
Tiempo de Inmersión Recomendado (Minutos) En Movimiento Fijo
> 50
5
10
40 a 49
5
15
30 a 39
12
25
20 a 29
20
45
< 20
45
80
Medición fija: La cinta metálica o cordel con el termómetro a la profundidad indicada. Medición en movimiento: Con movimiento permanente de subir y bajar el termómetro una distancia de 15 centímetros aproximadamente. PASO N° 4: El OPERADOR DE TANQUE retira el termómetro, colocando cerca de la boca de medición para la lectura de tal manera que forme un ángulo de 90º aproximadamente, con la dirección de la vista; la copa que contiene combustible debe quedar siempre dentro de la boca de medición, seguidamente se lee rápidamente la temperatura con una aproximación de 0.5 ºF. PASO N° 5: El OPERADOR DE TANQUE registra la medición de temperatura efectuada en la Libreta de Campo de Medición de Tanques. PASO N° 6: Si requiere más de una temperatura repita los pasos 2 al 4. PASO N° 7: Cierra la boca de medición. PASO N° 8: En el caso de requerir la utilización de termómetro electrónico digital, se debe seguir los lineamientos establecidos en el instructivo de trabajo.
47
En el laboratorio llega él toma muestra luego se encuentra la temperatura de la muestra por medio de un termómetro y el API observado a través de un densímetro, luego con la temperatura de la muestra y el API observado se encuentra el API corregido a 60 °F. Los tanques se dividen para Bombeo y el área de Despacho de camiones cisterna. Los datos obtenidos en laboratorio son transferidos al operador de ductos donde el calcula el volumen neto almacenado en el tanque.
Calculo del volumen Neto del producto almacenado Para Tanque de Techo Fijo
V6°F = (Vpduc − VHO) ∗ f ceccn p vumen Para Tanque de Techo Flotante
V6°F = (Vpd − VH ± Vech ) ∗ f ceccn p vumen Ejemplo: Datos de la medición del Tanque 2917 final transferencia con REFINACION Datos obtenidos del tanquista:
Nivel del producto=11271 Nivel del agua=146 Temperatura del producto=67°F
Datos obtenidos de laboratorio:
Temperatura de la muestra=85.5°F API observado=70.5 API corregido=66.8 Gravedad especifica=0.7136
Con la tabla de capacidades del Tanque 2917 se obtiene:
Vpduc = 2453721 litros VHO = 290147 litros Temperatura del producto=67°F 48
API corregido=66.8 Con la tabla 6B se obtiene Factor de corrección por volumen=0.9949
V6°F = 2453721 − 290147 ∗ 0.9949 V6°F = 2152540 litros Transporte por Ducto Una vez determinado el volumen neto del tanque se bombea por medio del ducto 4” hacia la planta de despacho de camiri.
49
3.6. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE ALMACENAJE Y TRANSPORTE
INICIO
TRANSFERENCIA DEL PRODUCTO DE LA REFINERÍA A LA PLANTA DE YPFB LOGÍSTICA
MEDICIÓN DE LOS NIVELES DEL TANQUE Y PROPIEDADES DEL PRODUCTO
CONTROL DE CALIDAD DEL PRODUCTO
EL PRODUCTO ES DE BUENA CALIDAD
ENTREGA DEL PRODUCTO AL ÁREA DE DUCTOS
BOMBEO DE PRODUCTO DE (DO, GE, JF)
FIN
50
2.7. DIAGNOSTICO DE LAS FALLAS QUE OCURREN EN LA MEDICIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTOS 3.7.1. TIPOS DE PERDIDAS DE HIDROCARBUROS 3.7.2. PÉRDIDAS POR AVERÍAS EN LOS TANQUES Existen una serie de factores que bien sea actuando aisladamente o combinados provocan alteraciones en las condiciones físicas originales causando en ocasiones averías. Estos factores son: - Asentamiento. - Corrosiones internas por decantación de agua en el fondo. - Corrosión interna por producto almacenado. - Corrosión interna y externa por factores medioambientales. - Sobretensiones en los materiales. Las averías pueden afectar a distintas partes del tanque. Las partes en las que dividimos el tanque a efectos de determinar el tipo de avería son: - Basamento del tanque. - Fondo del tanque. - Paredes del tanque. - Techo fijo del tanque. - Techo o pantalla flotante. - Accesorios del tanque. Según el lugar del tanque al que afecte las averías se clasifican en:
Avería en el fondo del tanque
51
Corrosión interior del fondo El fondo del tanque puede verse afectado por la corrosión, ésta se presenta especialmente en su cara superior y de diversas formas:
- Pitting generalizado Su origen se debe a la presencia del agua decantada en el fondo del tanque. Cuando el pitting es profundo, la corrosión es severa y puede originar una disminución de espesor del fondo del tanque de gran importancia. -Corr os ión en uniones de chapas
Es un tipo de corrosión que afecta a soldaduras o los roblones de unión de chapa. Provoca grietas por las que se fuga el producto. Ver en la fig.7.
Figura 7. Pérdidas por conexiones
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, 2007 52
-Perforaciones pasantes Las corrosiones localizadas en ciertas áreas se convierten en perforaciones y posteriormente en agujeros pasantes. Estos agujeros provocan la pérdida del producto que existe en el interior del tanque. Este tipo de perforaciones se origina en los puntos de apoyo de las patas de los techos y pantallas flotantes. Lo mismo puede ocurrir en los puntos bajo las bocas de medición si no se dotan de una placa de refuerzo.
Corrosión exterior del fondo Su origen está en la presencia del agua en contacto con la chapa y a la acidez del suelo. Es una corrosión difícil de medir y controlar ya que no puede verse, una forma de evitarla es instalando un sistema de protección catódica.
Avería en paredes de tanques Estas averías pueden presentarse debido a fenómenos de corrosión en la parte interior y exterior del tanque.
Averías en paredes internas de tanques -En virola inferior. Su origen se debe a la presencia de agua en decantación no drenada adecuadamente en el fondo del tanque. Esta corrosión es muy intensa en la parte inferior de la primera virola del tanque y va acompañada de una considerable pérdida de espesor.
-En virola intermedia. Su origen se debe a la oxidación originada por condensación del agua ambiental y al arrastre de óxido por la pantalla al oscilar la altura del líquido en el tanque.
53
En tanques con pantalla flotante y techo flotante se presenta, generalmente, una disminución de espesor en las virolas comprendidas en el tercio superior del tanque.
Averías en paredes externas de tanques -En virola inferior. Este tipo de avería se debe a una corrosión localizada que provoca pérdidas de espesor. Su causa se debe a una acumulación agua-tierra-arena que cubre hasta 20 cm. Por encima de la unión fondo-envolvente.
-En virolas intermedias y superiores. No son frecuentes ya que normalmente los tanques están pintados.
-En paredes de tanques calorifugados. Se produce corrosión por la impregnación en agua de la manta aislante. Esta impregnación tiene su origen en la penetración en forma de agua de lluvia si la coronación del calorifugado no es estanca y en la impregnación por capilaridad desde el terreno si no es estanco el cierre inferior o hay acumulación de tierra mojada en la primera virola. Fig.8
Figura 8: Corrosión impregnada en las paredes del tanque
54
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, (2007)
Averías en techos fijos -Asentamientos parciales del techo. Su origen está en la cesión de parte de la estructura soporte del techo debido a sobrecargas dinámicas externas, sobretensiones en la estructura o depresiones internas del tanque.
-Corrosión externa de la chapa. Puede
presentarse
en
forma
de
corrosión
localizada
provocando
posteriormente la perforación de la chapa o bien en forma de pitting localizado en un área determinada. Ver fig. 9 Figura 9: Corrosión en el techo del tanque
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, (2007)
55
Averías en pantallas flotantes Puede hundirse la pantalla flotante por perforación del velo o por errores de operación al sobrellenar el tanque y chocar la pantalla con las estructuras portantes del techo sin funcionar las alarmas de detección de sobrellenado. También puede deteriorarse el cierre ocasionándose pérdidas por evaporación. Ver en la fig. 10 Figura #10: Averías en las pantallas flotantes
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, (2007)
Averías en accesorios -Corrosión exterior. -Están expuestos a la corrosión escaleras, barandillas y sistemas de ventilación. Figura 8: Corrosión exterior en el tanque
56
Fuente: Guías Seguridad/Guia21/index.html, (2007)
Averías en equipos de medida. Pueden ocasionar averías si no suministran la información necesaria al área de operaciones.
Averías por agentes atmosféricos. El hielo es el mayor enemigo, afectando principalmente al Sistema de Protección contra Incendios.
2. Pérdidas por evaporación -La evaporación es aquella pérdida de componentes de los hidrocarburos con puntos de ebullición relativamente bajos (fracciones livianas) hacia la atmosfera. Hay tres etapas de una transferencia de custodia donde la evaporación puede causar la pérdida de fracciones livianas de hidrocarburos: durante la carga, durante el viaje entre el puerto de carga y el de descarga y durante la descarga. Las pérdidas por evaporación que ocurren en las terminales de tierra se producen debido a, por ejemplo, sellos de techos flotantes dañados o desgastados y/o válvulas de alivio incorrectamente ajustadas.
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Sin embargo, las mayores pérdidas por evaporación ocurren normalmente durante las operaciones de carga y descarga. La magnitud de la pérdida es influida por el contenido de líquidos volátiles en la carga, la temperatura de la carga y la agitación de la misma, el lavado con crudo (COW), las condiciones del buque y el diseño y funcionamiento de gas inerte
Perdidas por mediciones erróneas del personal En este punto cabe de recalcar que no es muy influyente, si podría existir una perdida pero el fluido si se encuentra en este, solo es mala medición no se ha perdido el fluido o combustible, podría ver perdida en el momento que se haga un bombeo hacia otro tanque, ya que las medidas de dicho tanque sí podrían afectar, no solo la medición afecta en este tipo de bombeo también está el API que también está relacionada con la temperatura, es preciso de contar con el personal adecuado para realizar dichas operaciones.
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CAPITULO IV PROPUESTAS
4.1.- INTRODUCCIÓN Después de haber realizado un diagnostico a través de algunas herramientas de la calidad a la empresa, las causas de bi do a la s pé rd id as de hidro carburo s ,son por falta de inspección técnica y mantenimiento p r e v e n t i vo y c o r r e c t i v o y una notable ausencia de un sistema de mejora continua, se han propuesto soluciones para vencer estos obstáculos.
SERVICIOS DE CALIDAD PARA LOS CLIENTES Mantener un estándar de calidad de servicio con los clientes, cumpliendo a cabalidad los compromisos hará que nuestros clientes no acudan a otras opciones de transporte y almacenaje, garantizando de esta forma el crecimiento de nuestros ingresos.
MEJORA CONTINUA DE NUESTRAS ACTIVIDADES E INSTALACIONES Para brindar nuevos y mejores servicios que mantenga satisfechos a nuestros clientes actuales y atraigan a nuevos clientes, logrando un crecimiento económico sostenido. 4.2.-IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD DE MEJORA CONTINUA Calidad significa “es el grado en el que un conjunto de características inherentes cumple con los requisitos”.
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4.2.1 METODOLOGÍA DE DEMING PHVA Las actividades que tienden a mejorar la calidad son las catalizadoras para crear reacciones en cadena económicas, provocar reducción de costos, menos error es etc. Deming creía que si no se realizaban esfuerzos para mejorar la calidad, este proceso nunca se iniciaría. La calidad tiene que seguir un ciclo donde se planea, se hace, se verifica y se actúa para seguir mejorando.
4.3.2.- PLANIFICAR En estafa se preguntan cuáles son los objetivos que se quiere alcanzar. Primero deberemos recopilar la información de la empresa para poder establecer la situación actual. La planificación aporta con soluciones posibles de las causas que producen los fallos o defectos.
4.3.3.- HACER Consiste en realizar o poner en marcha las soluciones que se planificaron para corregirlos fallos. En esta fase se forma al personal encargado de poner en marcha el plan, para de esta manera poder ejecutar el plan experimental mente y poder comprobar suficiencia antes de hacerlo en todo el campo.20
4.3.4.- VERIFICAR Es el momento de comprobar y controlar el avance y efectividad del plan de mejora, se medirán el cumplimiento de los objetivos y se observará los fallos existentes.
4.3.5.-ACTUAR Aquí se documentará y se escribir á lo aprendido, se normalizará y formalizará los cambios que se adoptarán. Con los fallos aún existentes se realizará nuevamente el ciclo PHVA.
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CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1.- CONCLUSIÓN - Para tener un buen manejo y control de pérdidas de hidrocarburos en tanques verticales de almacenamiento se debe conocer las causas y los factores que ocasionan esta pérdida considerable de hidrocarburo, mayormente se da por pérdidas por averías en los tanques, por mala elección de pintado en los tanques y perdidas por evaporación.
-Se deben de hacer ciertas inspecciones a los tanques para evitar ciertas pérdidas de hidrocarburos y en caso de que existiera alguna anomalía se deberá hacer un mantenimiento preventivo o correctivo para así evitar de futuras pérdidas de combustible o fluidos. Una vez identificada se procederá hacer el mantenimiento a cual corresponda: Mantenimiento preventivo es de evitar el deterioro del tanque para que no se produzca una avería y se toman medidas en los: fondos, paredes y techos de los tanques. En los fondos del tanque se aplicara un recubrimiento que impida la corrosión en el interior del tanque debido al agua que pueda encontrarse en el mismo. En las paredes del tanque interior se hará un revestimiento protector en caso que este pueda almacenar un compuesto liviano como la gasolina, para que no exista deterioro, en caso que sea un compuesto pesado no es preciso el revestimiento porque éstos ya actúan como protector anticorrosivo y en la parte externamente del tanque también debe protegerse aplicando un revestimiento adecuado dependiendo de la zona en la que el tanque se ubique, por lo general el color blanco. En los techos fijos las chapas del techo del tanque pueden verse afectadas por la corrosión debido a la condensación del vapor de agua presente en la atmósfera o a vapores de productos por lo que se debe hacer un revestimiento protector. Para los de techo flotante se debe controlar el sistema de drenaje, la presencia de agua o producto sobre el techo, el asentamiento del tanque y el estado de los sellos. 61
En el mantenimiento correctivo es aplicable cuando se produce una avería en una de las partes sensibles del tanque o bien si se alcanza el límite de vida esperado de alguna de las partes sensibles del tanque. La sustitución de elementos del depósito, tanto del equipo de trasiego, como del sistema de seguridad, deberá realizarse respetando el diseño inicial o normas estándar de seguridad y se tomara medidas de seguridad en todas las operaciones de corte y soldadura por el peligro que éstas llevan consigo.
- Asegúrese que los instrumentos de medición estén adecuadamente verificado y calibrado para tener una buena medición ya que al tener malas mediciones también haríamos variar los volúmenes y eso sería una pérdida en consideración al realizar un bombeo hacia otro tanque, además el personal que realice estas operaciones debe ser la adecuada o capacitada.
5.2.- RECOMENDACIONES: Nunca
Debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.
Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la boquilla de medición esté abierta.
Debe de inspeccionarse y hacer el mantenimiento correspondiente a los tanques
Hay normas que por seguridad se deben cumplir como es el no portar celulares, no fumar y usar el EPP que sea adecuado al lugar donde se va ingresar(aveces se requiere de la mascarilla de gases para no respirar la toxicidad de dichos compuestos)
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