Curso de Medicion Inspectorate Medicion Estatica

DIRIGIDO:A§ .Personal técnico y profesional que se encuentren laborando y en el área de medición

MEDICION ESTATICALIQUIDACION DE VOLUMENES

CURSOCURSOEN MEDICIÓN DE EN MEDICIÓN DE HIDROCARBUROSHIDROCARBUROS

CONTENIDO

PARTE I – MEDICION ESTATICA 1 – TANQUES DE ALMACENAMIENTO 2 – TERMINOLOGIA SOBRE MEDICION ESTATICA 3 -- NORMAS APLICABLES 4 – EQUIPO DE MEDICION 5 – MEDICION DEL NIVEL DE CRUDO 6 – MEDICION DEL AGUA LIBRE 7 – MEDICION DE TEMPERATURA 8 – MUESTREO MANUAL 9 – LIQUIDACION DE CANTIDADES

PETROLEOVIDEO

TELEMETRIAVIDEO

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

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

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Es un deposito o Bodega utilizado para almacenar líquidos y gases.

Sirven para proteger el producto de las contaminaciones y disminuyen las perdidas.

FUNDAMENTOS Y NORMASFUNDAMENTOS Y NORMASüüAPI MPMS CAPITULO 3 TANK GAUGING

Section 1A “Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products”

Section 1B—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging

Section 3—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging

üüAPI MPMS CHAPTER 7.TEMPERATURE DETERMINATIONüCHAPTER 8-SAMPLING

Section 1 -Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products

Section 3-Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products

üAPI CHAPTER 12 – CALCULATION OF PETROLEUM QUANTITIESSection 1 – Calculation of Static Petroleum QuantitiesPart 1 – Upright Cylindrical Tanks and Marine vessels.

üTextos varios sobre el tema

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA

CLASIFICACION DE LOS CLASIFICACION DE LOS TANQUES

POR SU FORMAØCilíndrico con techo

cónicoØCilíndrico con fondo y

tapa cóncavaØCilíndrico con techo

flotanteØCilíndrico con membrana

flotanteØEsféricos

POR EL PRODUCTO ALMACENADO

ØPara CrudosØPara Derivados o

RefinadosØPara Residuos

CLASIFICACION DE LOS CLASIFICACION DE LOS TANQUES

TANQUE CILINDRICO CON TECHO CONICO

TANQUE CILINDRICO CON TECHO FLOTANTE

TANQUE CILINDRICO CON TAPAS CONCAVAS

TANQUE CILINDRICO CON MEMBRANA FLOTANTE

TANQUE ESFERICO

Manual.ppt

USO DE LOS USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA

TANQUES CILINDRICOS CON TECHO CONICO: Se usan generalmente para almacenar productos que tengan una presión de vapor baja, es decir aquellos que no tienen tendencia a producir vapores a la temperatura ambienteTANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS : Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente


TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Se asemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo cónico con la diferencia que su 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

En estos tanques se disminuyen las pérdidas por evaporación


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

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

USO DE LOS USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios díasLos tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

CARACTERISTICAS DE LOS TANQUESCARACTERISTICAS DE LOS TANQUES

•Se construyen de planchas de Acero •Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios

para obtener las tablas de aforo•Deben tener una escotilla de Medición•Deben tener sistemas de Venteos•Deben tener líneas de entrada y salida del producto•Deben tener líneas de Drenajes•Deben tener agitadores dependiendo del producto que

se va almacenar

TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICATERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA

•Escotilla de Medición: es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones

•Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá

•Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias.

•Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de referencia

•Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo


•Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usada para la medición de un producto en un tanque

•Pesa: es la pesa ( Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración

•Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante esta apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente

•Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta el punto de medición.

•Medición en Vació: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque


•Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la medida

•Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene un producto químico, el cual cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico

•Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas.

•Agua Libre: es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo ( típicamente abajo del petróleo, en el fondo del tanque)

•Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a una temperatura determinada


•Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del petróleo pero no en solución

•Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburos presente en el tanque como capa separada en el fondo.

•Volumen total observado: es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado

•Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo

•Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado


•Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar ( 15 °C y 1.01325 bares)

•Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar ( 15 °c y 1.01325 bares )

•Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la temperatura y presión presente ( este concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras de buques después del cargue )

•Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condiciones estándar del volumen total de petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.


•Muestreo: Todos los pasos necesarios para obtener una muestra representativa del contenido de una tubería, tanque u otro recipiente y colocarla en un recipiente del cual se puede extraer un espécimen representativo para su análisis. •Muestra: Porción extraída de la totalidad de un volumen que puede o no contener sus componentes en las mismas proporciones que representan el total del volumen. •Muestra compuesta de tanque: Mezcla de muestras superior, media e inferior de un solo tanque. Para un tanque de área transversal constante como un tanque cilíndrico vertical la mezcla consiste en partes iguales de las tres muestras; para un tanque cilíndrico horizontal la mezcla consiste en proporciones de las tres muestras de acuerdo con la Tabla 2 del API MPMS, Capítulo 8.1.


•Muestra corrida: Muestra obtenida al bajar un extractor de muestra o botella a un nivel ubicado al fondo de la conexión de salida o tubo oscilante y regresándolo hasta la superficie del líquido a una velocidad tal que el envase este lleno al 70% - 85% de su capacidad cuando emerja del líquido. •Muestra de zona: Muestra puntual de un área transversal uniforme tomada a una altura dada en un tanque. •Muestra representativa: Porción extraída de un volumen total que contiene los componentes en la misma proporción en que se presentan en el volumen total. •Toma muestras (ladrón): Término utilizado en la industria para definir un envase de cerradura en el fondo que se utiliza para extraer muestras de los tanques de almacenamiento de líquidos. •Receptor primario de muestra (recipiente): Recipiente fijo o portátil en el cual se recogen todas las porciones de muestra.


•Gravedad especifica: Se define como la relación que existe entre el peso de un volumen de fluido al peso de un volumen igual de agua destilada, a la misma temperatura. Ambos pesos corregidos por la flotación del aire. (ASTM D-1298)

•Gravedad API: La gravedad API del petróleo es una escala que se relaciona en el hidrómetro con la gravedad específica. La gravedad API es inversamente proporcional a la gravedad específica. (ASTM D-1298/ 287)

Nota: La gravedad específica del agua pura es de 1.00000, la cual es equivalente a una gravedad API de 10.La gravedad API es una forma de expresar la densidad de un líquido en una escala de 0-100 para una fácil comparación.

MEDICION ESTATICA MANUALMEDICION ESTATICA MANUAL

Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios

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

Medición a Fondo. Determina directamente la altura del líquido

EQUIPO DE MEDICIONEQUIPO DE MEDICION

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

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

CINTAS DE MEDICIONCINTAS DE MEDICION

TERMOMETROSTERMOMETROS

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAVIDEO MEDICION DE TEMPERATURAVIDEO MEDICION DE TEMPERATURA

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA TOMAMUESTRASTOMAMUESTRAS

TOMAMUESTRAS TIPO BEAKERUsados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles.Deben ser pesados para facilitar la inmersión

TOMAMUESTRAS DE ZONAExclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cilíndricosque facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreador tipoladrón y el de flotador.

TOMAMUESTRAS DE FONDOExclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo

TOMAMUESTRASTOMAMUESTRAS

Medida Inicial. Llamada también de apertura del tanque, es la medida realizada antes de cualquier operación de entrega o recibo de un tanque.

Medida final. Llamada también medida de cierre. Es la medida efectuada después de la operación de recibo o despacho del tanque.

DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUESDESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES


ØPara realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:

üAntes de tomar medidas de un tanque, las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas.

üEn tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones.üüSe debe evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta.üüAntes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.


üSe debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.üüNo deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión. üüSe debe cambiar la plomada y las cintas de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.üüCuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrir tiempo suficiente

para que los gases y aire disueltos se liberen y así poderlo medir correctamente.

MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTOMEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO

La medición del nivel de crudo puede realizarse de dos maneras:

MEDICION MANUAL. Es la que se ejecuta con ayuda de cinta y plomadas de medición.

MEDICION AUTOMATICA. Es la medida realizada con la ayuda de dispositivos mecánicos o electrónicos instalados en el tanque, que permiten observar en forma continua, o casi continua, la altura de liquido en el tanque de almacenamiento.

MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTOMEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO

Oil Layer

FREE WATER LAYER

GOV

(TOV)

REFERENCEGAUGEHEIGHT

INNAGE

ULLAGE

REFERENCE GAUGE POINT

TANK BOTTOM OR DATUM PLATE

MEDICION AL VACIOMEDICION AL VACIO

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

Nivel = Alt. de ref. (BM) – corte de la cinta – Corte en la Plomada

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

MEDICION AL VACIOMEDICION AL VACIO El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es elsiguiente:

•Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando telemetría, para usar esta información como dato guía.

(Registrar dicha información en la libreta).

•Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su libreta

•Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido

•Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la cinta con el punto de referencia del tanque

•Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de medición

•Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la plomada.


•Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. ••Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm.••Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

•En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido.


PU NT O D E R E FE R E N C IA

VA CI O

C or te de l p rod ucto E n la p lom ada N I V E L D E PR O DU CT O

H refH ref

NivelNivel

MPMP

CintaCinta

MEDICION A FONDOMEDICION A FONDO

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

En la medida a fondo se obtiene la altura del liquido en forma directa.

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


üLeer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.

üüAplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales

hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los numero de la escala.

üüAbrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta

que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición.üüLa plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos

( Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).


üSe debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta.

üüRecoger 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.üüRepetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia

entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. üüSi 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.

üSi las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

üEn tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.


A ltu ra d e re fe re nc ia

N ive l de líq uid o A ltura de p rod ucto

En la medida a fondo se obtiene el volumen de liquido en una forma directa.

En la medida a Vació el volumen se tiene en forma indirecta.

DIFERENCIAS ENTRE LA MEDIDA A VACIO Y

FONDO

MEDICION DE AGUA LIBREMEDICION DE AGUA LIBRE

•El agua libre se mide utilizando el procedimiento de medición a fondo, para lo cual es necesario el uso de pasta de corte de agua, la cual será untada en la plomada en dos lados opuestos de ella, al lado de las marcas de la plomada, la cual debe quedar libre.

••Cuando la altura de agua excede la altura de la

plomada, el agua libre puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua, o también puede medirse al vacío, o usando una pesa mas grande de 45 cm.


5

4

3

2

1

Water PasteApplied

Water Cut2-1/2 inches

Height of Spotted Areaabout 1-1/2 inches

Reading Free Water CutReading Free Water Cut

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA MEDICION DE AGUA LIBREMEDICION DE AGUA LIBRE

TIEMPO DE INMERSIÓN TIEMPO DE INMERSIÓN

1 a 5 minutosCrudos y productos viscosos

10 segundosGasolina, kerosene y otros ligeros

Tiempo de inmersiónProducto almacenado

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUEERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE

•Tabla de aforo.•Expansión por cabeza de líquido•Movimiento del fondo•Tubo de medición•Cambios en el punto de referencia•Movimiento del plato de fondo•Incrustaciones en paredes•Expansión térmica

•Existencias de fugas•Desplazamientos de líneas•Mezcladores de liquido•Drenado•Espumas e inertes•Escotilla de medición•Desplazamiento del techo•Mediciones de temperatura y muestreo

ERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICIONERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICION

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURA

La temperatura afecta muchas de las propiedades de los líquidos, tales como gravedad, presión de vapor, compresibilidad y volumen. El efecto que la temperatura tiene en las propiedades de los líquidos puede predecirse de la siguiente forma:

Nota: La temperatura no cambia el peso de un líquido en un recipiente, pero si cambiasu volumen.

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURA

Para la medición de la temperatura en un tanque se deben utilizar termómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala graduada en 1 °F y con precisión de ± 0.5 ° F grabada en la columna de vidrio

Igualmente se puede medir con equipos electrónicos, como el Termoprober, obteniéndose mediciones hasta de 0.1 ° F y repetibilidad de ± 0.1 ° F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAPROCEDIMIENTO DE LECTURA EN TERMOMETROS DE VIDRIOPROCEDIMIENTO DE LECTURA EN TERMOMETROS DE VIDRIO

Deben graduarse en incrementos de 1 °F (0.5 °C)•Se debe inspeccionar el termómetro para verificar que la

columna de mercurio no se ha separado•Ajustar la cajuela con el termómetro a una cinta de

medición y bajarlo al nivel deseado según la tabla No 1, y de acuerdo al numero de mediciones a realizar.

•El tiempo de inmersión será el de la tabla No 2•Después de alcanzar el tiempo de inmersión suba el

termómetro y léalo lo mas rápidamente posible con aproximación del 1 °F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAPROCEDIMIENTO DE LECTURAPROCEDIMIENTO DE LECTURA

•Cuando saque el termómetro, la copa debe estar completamente llena y así debe mantenerse durante la lectura.

•La lectura debe hacerse dentro de la escotilla de medición para evitar el efecto de las corrientes de aire

•Lea la temperatura lo mas preciso posible, según la aproximación dada por el termómetro, y evitando errores de paralelaje teniendo el termómetro a la altura de los ojos, y los errores de apreciación leyendo los valores por encima y por debajo de la columna de mercurio.

MEDICION DE TEMPERATURA. MEDICION DE TEMPERATURA.

UPPER

MIDDLE

LOWER

6.

47'06"

6'00-1/2"

41'-05-1/2"36'-03"

UPPER

MIDDLE

LOWER

7.

45'10"

20'-05"

25'-05"

30'-06"

UPPER

MIDDLE

LOWER

8.

47'06"

29'-04-1/2"

18'-01-1/2"

36'-03"

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATOMA DE LECTURAS (Tabla No 1) TOMA DE LECTURAS (Tabla No 1)

Mitad de la profundidad del liquido

1 3 m (10 Pie)

Alto, medio y bajo3 3 m (10 Pie)

NIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNUMERO MINIMO DE NUMERO MINIMO DE MEDIDASMEDIDAS

PROFUNDIDAD DEL PROFUNDIDAD DEL LIQUIDOLIQUIDO

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATIEMPO DE INMERSION (Tabla No 2)TIEMPO DE INMERSION (Tabla No 2)

804520

452020-29

251230-39

15540-49

10550

EstacionarioEn movimiento

INMERSIÓN RECOMENDADA (MINUTOS)

API @ 60ºF

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAMEDICION CON TERMOMETRO DIGITAL (PET)MEDICION CON TERMOMETRO DIGITAL (PET)

Los termómetros electrónicos deben graduarse en incrementos mínimos de 0.1 °F o 0.1 °C

•Se debe verificar la exactitud del termómetro frente a uno de mercurio o frente a la Temp. ambiente.

•Verifique el exterior de la sonda para asegurarse que esté limpia y no contamine el producto

•Ajuste firmemente el cable de tierra del PET a la compuerta del tanque

•Baje la sonda del PET al nivel deseado según la tabla No 1

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAMEDICION CON PETMEDICION CON PET

Levantar y bajar la sonda lentamente aproximadamente 1 pies por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión. Tabla No 3

Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de ± 0.2 °F ( 0.1 °C) durante 30 seg, léala y regístrela con aproximación de 0.5 °F. Si se toman temperaturas a diferentes niveles, registre la lectura de cada una y promedie redondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATIEMPO DE INMERSION DEL PET (Tabla No 3)TIEMPO DE INMERSION DEL PET (Tabla No 3)

5 Segundos30 Segundos40

30 Segundos45 Segundos20-40

30 Segundos75 Segundos 20

ESTACIONARIOEN MOVIMIENTOAPI@ 60ºF

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA MUESTREOMUESTREO

Definición de Muestra:

Es una porción extraída desde el volumen total de líquido contenido en el tanque, que puede contener o no todos los constituyentes en la misma proporción presentes en el volumen total

Naturalmente, las muestras puntuales en la superficie, superior, mitad y fondo tendrán valores similares de acuerdo con la precisión utilizada en los ensayos de laboratorio correspondiente

Muestra representativaEs una porción de muestra extraída desde el volumen total, y que contiene los constituyentes en la misma proporción de aquel

TIPOS DE MUESTREO

•Muestreo Automático o Dinámico

•Muestreo Manual

MUESTREO AUTOMATICOTipo de muestreo que utiliza un dispositivo para extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería. Este equipo consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor de flujo, un controlador y un recipiente de muestras

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL

Es el que se realiza manualmente sin la ayuda de dispositivos automáticos para la recolección de la muestra.

Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de Muestreos.

•Muestra de Nivel

•Muestra Corrida

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL

Distribución (virtual) del tanque para la toma de muestra

Para tomar muestras de nivel la altura del producto en el tanque deberá dividirse (en forma virtual) y cuando sea requerido en tercios con el fin de lograr la mejor representatividad de la muestra manejando los inconvenientes de la estratificación. Luego deberán extraerse muestras de los tres niveles (fondo, mitad y cima) en forma separada, tomando una muestra localizada en los tres niveles.

CRUDO

INTERFASE

AGUA

MUESTREO MANUAL EN TANQUE

QUE MUESTRA TOMA USTED?

Tope

Inferior

Medio

Superior

Fondo

X

X

X

X

X

EQUIPOS DE MUESTREO MANUALEQUIPOS DE MUESTREO MANUAL

B o t t o m S a m p l e r : B o m b - t y p eB o t t o m S a m p l e r : B o m b - t y p e

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMUESTRA A TODOS LOS NIVELES (UNA VIA)MUESTRA A TODOS LOS NIVELES (UNA VIA)

Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel de extracción

Retire el tapón de la línea y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente 3/4 llena después que sale del líquido.

Para productos livianos o tanques profundos, se pueden necesitar una abertura restringida, que evite el llenado de la botella.

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)MUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)

Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de línea flexible.

Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior del aceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga del aceite

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL MUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIORMUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR

Una muestra superior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio superior del tanque.

Una muestra intermedia es una muestra localizada tomada en la mitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entre los tercios superior e inferior del tanque)

Una muestra inferior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio inferior del tanque

Muestra aleatoria.Es la que se toma en un cabezal en un momento determinado durante la operación de bombeo

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALTOMA DE MUESTRA PUNTUALTOMA DE MUESTRA PUNTUAL

C A P A C I D A D D E L T A N Q U E / N I V E L D E L L I Q U I D O

M U E S T R A S R E Q U E R I D A S S U P E R I O R M E D I O I N F E R I O R

T a n q u e c o n c a p a c i d a d m e n o r o i g u a l a 1 5 9 m3 ( 1 0 0 0 b a r r i l e s )

X

T a n q u e c o n c a p a c i d a d i g u a l o m a y o r a 1 5 9 m3 ( 1 0 0 0 b a r r i l e s )

X X X

N i v e l m e n o r o i g u a l a 3 m X N i v e l e n t r e 3 m ( 1 0 p i e s ) y 4 . 5 m ( 1 5 p i e s ) X X N i v e l s u p e r i o r a 4 . 5 m ( 1 5 p i e s ) X X X

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALTOMA DE MUESTRA TOMA DE MUESTRA

• Instrucciones de muestreo para tanques cilíndricos horizontales (API 8.1):

•

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL ETIQUETAS DE MUESTRASETIQUETAS DE MUESTRAS

•Todas las muestras deben ser etiquetadas a la mayor brevedad para prevenir confusiones.

•Etiquetas totalmente llenas.

•No use abreviaturas, no reconocidas o nombres de producto no oficiales.

•La etiqueta es un importante vínculo en la cadena de la custodia de la muestra.

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL ETIQUETAS DE MUESTRASETIQUETAS DE MUESTRAS

Asegúrese de que cada muestra sea completamente etiquetada, la etiqueta debe contener la siguiente información:

•Fecha/tiempo/lugar.•# de tanque/Antes ó Después.•Barco.•Tipo de muestra:¿Superior? ¿Corrida?.•Nombre del producto.•Nombre operador o inspector y empresa.•Código de la muestra (ID).•Información técnica ( diamante de riesgo completo).

Nota: Debe usarse un bolígrafo con tinta a prueba de agua y aceite para rellenar las etiquetas

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALPRECAUCIONES DE MUESTREOPRECAUCIONES DE MUESTREO

Las muestras solo deberán tomarse por los tubos de medición que por lo menos tengan dos filas de orificios superpuestos. Tubo de medición (con orificio superpuesto):


üIdentifique el punto de muestreo, verifique que esté limpio y secoüAdopte una postura adecuada para hacer el muestreo a una distancia aproximada de 50 cm de la base del orificio de muestreo con las piernas ligeramente separadasüEl producto en tanques debe permanecer en reposo por lo menos durante 30 minutos antes de la toma de la muestraüSe debe tener el conocimiento del material a ser muestreado para asegurar que no habrá ninguna interacción entre el material y el recipiente, lo que podría afectar su integridad


üAsegurarse que la muestra sea representativaüSeguir precauciones para cada productos (crudo, gasolinas, alcohol, etc )(uso de EPP adecuados)üEvitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientes de aireüNo usar objeto metálico capaz de generar chispasüAgitar la muestra antes de transvasarüAl trasvasar muestras volátiles se invertirá el toma muestras sobre el porta muestras

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALCONSIDERACIONES DE MUESTREOCONSIDERACIONES DE MUESTREO

üLa clase de análisis indicará el cuidado del muestreoüAl tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie, tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corridaüAsegurarse de la limpieza del muestreador, es recomendable lavar el recipiente con el producto a muestrearüMinimizar la operación de trasvasadoüEl muestreo se recomienda luego de realizar las mediciones de agua libre y producto

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMANEJO DE MUESTRASMANEJO DE MUESTRAS

üAl muestrear productos volátiles, el muestreador será el mismo portamuestras. Inmediatamente la muestra debe refrigerarseüMuestras sensibles a la luz usaran portamuestras oscurosüSe dejará suficiente espacio libre en el portamuestrasüEl portamuestras se mantendrá bien tapado y alejado de la luz y calor

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALRECOMENDACIONES ADICIONALESRECOMENDACIONES ADICIONALES

¿Estática?•Solamente use cuerdas 100% de fibras naturales tal y como algodón, Cuerdas sintéticas ó Cuerdas naturales con núcleo de fibras sintéticas pueden causar electricidad ESTATICA y fuego/explosiones

¿Sucia?•No use la misma cuerda después de muestrear Fuel Oil para muestrear Gasolina…. Usted obviamente arruinará la muestra

¿llenado?•Se debe usar una restricción en el tomamuestras, cuando no se cumple con el nivel optimo de llenado, por ejemplo un corcho..

LIQUIDACION DE CANTIDADESLIQUIDACION DE CANTIDADES

Se utiliza para determinar el volumen real que tiene un tanque de almacenamiento, deduciendo el efecto que produce la temperatura y el agua en suspensión

LIQUIDACION DE CANTIDADES LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTO

Datos

vNivel de líquido Observada

vNivel de agua libre Observada

vTemperatura del líquido ºF Observada

vTemperatura ambiente ºF Observada

vTemperatura de la lámina del tanque ºF Por cálculo

vGravedad API @ 60ºF Análisis

vPorcentaje de agua y sedimento(%BS&W) Análisis


Datos

vVolumen total observado (TOV) Tabla de aforovAgua libre (FW) Tabla de aforovVolumen bruto observado (GOV) = (TOV-FR) CálculovFactor de corrección por la temperatura

de la pared (CTSh) CálculovAjuste del techo flotante (FRA) CálculovFactor de Corrección por Temperatura en el Líquido

(CTL ó VCF) tabla 6A/6B

vVolumen Bruto Estándar (GSV) = (GOV*CTSh FRA)*CTLvFactor de Corrección por Agua y Sedimento(CS&W) = (1-%BSW/100)vVolumen Estándar Neto(NSV) = GSV*CS&W


Los estándares nacionales e internacionales recomiendan para medir la cantidad y calidad de crudo fiscalizado y/o transferencia en custodia el siguiente procedimiento

NIVELES DE DISCRIMINACION

REDONDEO DE NÚMEROS

Redondeo de números positivosCuando se redondeen números positivos y el digito a la derecha del último dígito a mantenerse sea 5 o mayor, el último digito a mantenerse se debería incrementar en 1. Si el digito a la derecha del último dígito a mantenerse es 4 o menor, el último digito a retenerse no cambia. Por ejemplo, el rango 54.55 °F a 54.64 °F se debería redondear a 54.6 °F, mientras que el rango 54.65 °F a 54.74 °F se debería redondear a 54.7 °F. Si los dígitos en el ultimo lugar a mantenerse son los que deben redondearse a múltiplos de 5 (por ejemplo: XXX.00, XXX.05, XXX.10, XXX.15, etc.), el procedimiento es diferente. Si el digito a redondearse es de 0 a 2, se redondea hacia abajo hasta el próximo número par múltiplo de 5: Si es de 3 a 7, se redondea a 5, y si es 8 o 9, se redondea hacia arriba hasta el próximo numero par múltiplo de 5. Por ejemplo, cuando se redondean Temperaturas en grados Celsius al 0.05 °C (ver Tabla 1), el rango12.48 °C a 12.52 °C se debería redondear a 12.50 °C, el rango 12.53 °C a 12.57 °C se debería redondear a 12.55 °C, y el rango 12.58 °C a 12.62 °C se debería redondear a 12.6 °C.

REDONDEO DE NÚMEROS

Redondeo de Números NegativosCuando se redondeen números negativos y el dígito a la derecha del último dígito a mantenerse sea 5 o menor, el último dígito a mantenerse no debería cambiar. Si el dígito a la derecha del último dígito a mantenerse es 6 o mayor, el último dígito a mantenerse debería incrementarse numéricamente en 1. Por ejemplo, el rango -10.25°F a -10.16°F se debería redondear a -10.2°F, mientras que el rango -10.15°F a -10.06°F se deberá redondear a - 10.1°F.Si los dígitos en el último lugar a mantenerse son los que deben redondearse a un múltiplo de 5 (por ejemplo XXX.00, XXX.05, XXX.10, XXX.15, etc.), el procedimiento es diferente. Si el digito a redondearse es 8 o 9, se redondea hacia abajo hasta el próximo numero par múltiplo de 5; si es de 3 a 7, se redondea a 5; y si es de 0 a2, se redondea hacia arriba hasta el próximo numero par múltiple de 5. Por ejemplo, cuando se redondean temperaturas en grados Celsius al 0.05 °C (ver Tabla1), el rango -14.62 °C a -14.58 °C se debería redondear a - 14.6 °C, el rango -14.57 a -14.53 C se debería redondear a -14.55 C, y el rango -14.52 °C a -14.48 °C redondearse a -14.50 C. Recuerde, -14.60 es un número menor que -14.50.

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO

La secuencia de cálculo es la siguiente:TOV → GOV → GSV → NSV

Pasos:

a. Con el nivel de líquido o aforo, entrar en la tabla de capacidad y anotar el TOV, tal como está registrado en la tabla.b. Restar cualquier volumen de FW aforado. El volumen de FW se obtiene entrando en la tabla de capacidad con el nivel de FW aforado.c. Aplicar el CTSh para obtener el GOV.d. Corregir esta cantidad por cualquier FRA que corresponda.e. Corregir el GOV a la temperatura estándar. Esto se hace multiplicando el GOV por el CTL para obtener el GSV.f. Ajustar por la cantidad medida de S&W. Esto se hace multiplicando el GSV por el CSW, de esta forma se obtiene el NSV.

NSV={[(TOV – FW) x CTSh] ± FRA} x CTL x CSW

ALTURA mm

VOLUMEN Bls

INCREMENTO Bls/mm

ALTURA cm

VOLUMEN Bls

ALTURA cm

VOLUMEN Bls

ALTURA cm

VOLUMEN Bls

ALTURA cm

VOLUMEN Bls

0 0,62 3,1 16,66 370 2196,21 740 4394,75 1 7,131 0,72 0,10 10 57,89 380 2255,33 750 4454,50 2 14,255 1,50 0,19 20 117,36 390 2314,46 760 4514,26 3 21,386 1,86 0,35 30 177,11 400 2373,58 770 4574,01 4 28,51

31 16,66 0,59 40 236,67 410 2432,70 780 4633,76 5 35,6350 296,27 420 2491,83 790 4693,52 6 42,7660 356,02 430 2550,95 800 4753,27 7 49,8870 415,78 440 2610,08 810 4813,02 8 57,0180 475,53 450 2669,20 820 4872,78 9 64,1490 535,28 460 2728,33 830 4932,53 NIVEL VOLUMEN

100 593,40 470 2787,45 840 4992,28 mm Bls

110 652,77 480 2846,57 850 5052,04 1 0,71120 711,89 490 2905,70 860 5111,79 2 1,43130 771,02 500 2964,82 870 5171,54 3 2,14140 830,14 510 3023,95 880 5231,29 4 2,85150 889,27 520 3083,07 890 5291,05 5 3,56160 948,39 530 3142,20 900 5345,32 6 4,28170 1008,56 540 3206,38 910 5404,44 7 4,99180 1067,68 550 3265,51 920 5463,56 8 5,70190 1126,81 560 3324,63 930 5522,69 9 6,41200 1185,93 570 3383,76 940 5581,81

: 12170 mm 210 1245,06 580 3442,88 950 5640,94: 6400 Bls. 220 1304,18 590 3502,00 960 5700,06: 10.961 m 230 1363,30 600 3561,13 970 5759,19

240 1422,43 610 3620,25 980 5818,31250 1481,55 620 3679,38 990 5877,43

TEMPERATURA BASE DE LAMINA : 175 °F 260 1540,68 630 3738,50 1000 5936,56 : FIJO 270 1599,80 640 3797,63 1010 5995,68 : CONICO 280 1658,93 650 3856,75 1020 6054,81

290 1718,05 660 3915,87 1030 6113,93300 1777,17 670 3975,00 1040 6173,06310 1836,30 680 4034,12 1050 6232,18320 1895,42 690 4093,25 1060 6291,30

FACTOR DE COBERTURA : 2.0 330 1954,55 700 4152,37 1070 6350,43NIVEL DE COFIANZA : 95 % 340 2013,67 710 4211,50 1079,5 6411,65

350 2077,96 720 4275,24360 2137,08 730 4335,00

FECHA DE CALIBRACION : 01/04/2011

"Optical Reference Line Method" Edicion, Marzo 1989, reafirmada Diciembre de 2007.

"Measurement aqnd Calibration of Upright Cilyndrical Tanks by the Manual Tank Strapping Method" Primera Edicion, Febrero de 1995, reaf irmada Febrero de 2007 Seccion 2B

ESFUERZ0 POR CABEZA DE LIQUIDO : 13.0 API ( 60 °F)

TIPO DE TECHO

INCERTIDUMBRE EXPANDIDA : 0,2%

CAPACIDAD NOMINAL

ALTURA DE REFERENCIA

INCERTIDUMBRE ESTIMADA

TANQUE CILINDRICO VERTICAL SOLDADO

La aplicación del nivel de la tabla es para medir a fondo, La calibracion del tanque y lo calculos fueron realizadas según Norma Capitulo 2, Seccion 2 A

DIAMETRO DEL CILINDRO

TIPO DE FONDO

TABLA DE AFORO VOLUMETRICO

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES AJUSTES POR TECHO FLOTANTEAJUSTES POR TECHO FLOTANTE

Procedimiento:

•Obtener de la tabla 5A el API Observado, con la información de API a 60°F y la Temperatura del tanque °F

•Calcular la diferencia entre el API observado y el API de referencia que aparece en la tabla de aforo

•La diferencia anterior se multiplica por una constante de corrección por unidad de volumen (Cv) suministrada en la tabla de aforo, que puede ser negativo o positivo según el API de referencia

•Corrección por techo = (API referencia – API observado) * Cv•


Procedimiento:

Si la tabla de capacidad se ha elaborado como una tabla de capacidad bruta o de tanque abierto, a la que comúnmente se le refiere como tabla de capacidad de pared, la deducción por techo se calcula dividiendo el peso del techo flotante entre el peso por unidad de volumen a temperatura estándar multiplicado por el CTL para traer esto a condiciones observadas:


Notas:

1. Las unidades de densidad deben ser consistentes tanto a las del CTL como a las del peso del techo, además de ser una densidad en aire. Por ejemplo, si la densidad es lb/gal @ 60 °F, entonces el peso del techo debe ser en libras y el CTL aplicable a una temperatura estándar de 60 °F. Adicionalmente, este ejemplo en particular producirá una corrección por techo en galones. Si las unidades de la tabla están en barriles, será necesario dividir el resultado entre 42.2. El factor de corrección por techo será menos preciso si el nivel del líquido cae dentro de la zona crítica del techo flotante, independientemente del tipo de tabla.3. Si una cantidad significativa de agua, hielo o nieve está presente en un techo flotante, debería eliminarse o bien, determinársele el peso e incluirlo en el cálculo del factor por techo.4. Las correcciones por techo no aplican a volúmenes debajo de la zona crítica.


Extracto de una tabla de capacidad del tanque:“Un total de 4,088.2662 barriles fue deducido de esta tabla entre 4 pies 00 pulgadas, y 5 pies 00 pulgadas por el desplazamiento del techo basado en un peso flotante de 1,215,000 libras y una gravedad de 35.0 API. Los aforos arriba de 5 pies 00 pulgadas reflejan esta deducción pero deben ser ajustados por gravedades API que varíen a la temperatura del tanque de acuerdo a lo siguiente:

Gravedad API observada de referencia 35.0: sin ajustePor cada 1.0 API debajo de 35.0 API: sumar 24.59 barrilesPor cada 1.0 API arriba de 35.0 API: restar 24.59 barriles


Ejemplo 1: Donde el cálculo del techo está calculado en la tabla de capacidad del tanque:Cálculo de la corrección secundaria por la diferencia entre la densidad de referencia y la densidad observada cuando la corrección por techo primaria está incluida en la tabla de capacidad utilizando una densidad de referencia.

Datos:Producto: Petróleo CrudoGravedad API @ 60°F: 40.3Temperatura del líquido 84.0 °F

Paso 1 Calcular la gravedad API observada para una gravedad API a 60°F de 40.3 y una temperatura observada del líquido de 84.0 °F. Esto se hace trabajando al revés con las tablas ASTM 1250, Tabla 5A (o 5B si el contenido del tanque es un producto de petróleo), tal como se muestra en la tabla 5.

Nota: cuando la gravedad API a 60°F no cae en una gravedad exacta, el usuario debe interpolar entre gravedades para llegar a la correcta gravedad observada. Por ejemplo, el API a 60°F a ser corregida a observada, es 40.3. Buscando la gravedad en la Tabla 5 indica que la gravedad cae entre 40.0 y 40.4 o sea ¾ de la diferencia entre las gravedades observadas de 42 y 42.5, en donde hay una diferencia de gravedad de 0.5. Para determinar a qué equivale 40.3 en gravedad observada, calcular cuánto es ¾ de gravedad 0.5. El cálculo da 0.4 (redondeado); adicionar esto a 42.0 y así la gravedad observada que equivale a 40.3 @ 60°F es 42.4 API.


Paso 2: Calcular la diferencia entre la Gravedad API observada y la Gravedad API observada de referencia como se muestra a continuación:

Gravedad API observada de referencia: 35.0 sin ajuste.Por cada 1.0 API debajo de 35.0 API: sumar 24.59 barrilesPor cada 1.0 API arriba de 35.0 API: restar 24.59 barrilesGravedad API observada de referencia: 35.0Gravedad API observada @ 84°F: 42.4Diferencia: 7.4Por cada 1.0 API arriba de 35.0, restar 24.95 barriles(7.4) x (–24.59) = –181.97 barriles

Corrección por techo flotante = –181.97 barriles


Ejemplo 2: Cuando la corrección por techo flotante no está calculada en la tabla de capacidad del tanque.— Tabla de Capacidad de Pared:Calcular un ajuste por techo flotante usando una “Tabla de Capacidad de Pared”. Esto aplica cuando no se han hecho correcciones por techo flotante en la tabla de capacidad del tanque. (Ver nota).

Nota: cuando el ajuste por techo flotante (FRA) se calcula utilizando una tabla de capacidad de pared, la corrección siempre es negativa y debe ser restada del volumen del tanque.

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICALIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES

AJUSTES POR TEMPERATURA DE LAMINAAJUSTES POR TEMPERATURA DE LAMINA

Se puede obtener directamente a través de la la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o mediante la formula:

CTSh = 1 + 2αΔT + α2ΔT2ΔT = Temperatura de la pared del tanque (TSh) – Temperatura Base (Tb)

Para acero al carbón y una temperatura base de 60 °F :

CTSh = 1 + 12.4E-06*ΔTS+4.0E-09* Δ2TS

TSh = Temperatura de la pared = ((7*TL)+Ta)/8TL = Temperatura del productoTa = Temperatura ambienteΔTS = (TS-60) °F

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales



Nota: üLa temperatura ambiente que rodea a un tanque de almacenamiento es siempre una cantidad arbitraria y generalmente muy discrepante; específicamente, sobre dónde es el mejor lugar para medirla. Por ésta sola razón, la incertidumbre de esta medición puede estar en el rango de más/menos cinco grados Fahrenheit (2.5 grados Celsius).üPara tanques metálicos con aislamiento, se puede asumir que la temperatura de la pared del tanque se acerca mucho a la temperatura del líquido adyacente, en cuyo caso TSh = Tl.



Caso 1: Tabla de capacidad a una temperatura base de la pared del tanque de 60°F, de construcción de acero templado, sin aislamiento y coeficiente lineal de expansión 0.000062/°F.

- Volumen a un nivel dado (Temperatura base de la pared del tanque de 60°F) = 100,000 bbls.- Temperatura ambiente = 70°F.-Temperatura del producto = 155°F.

Calcular el volumen de la tabla de capacidad que refleje las condiciones antes descritas.



Solución:

a.Calcular la temperatura de la pared (TSh) a la temperatura del producto de 155°F:b.

Reemplazamos las condiciones del caso:

TSh = 144°F (redondeado al 1°F más próximo)



Solución:

b. Calcular ΔT:ΔT = Temperatura de la pared del Tanque (TSh) − Temperatura Base (Tb)ΔT = 144 − 60ΔT = 84

c. Calcular el factor de corrección por la temperatura de la pared (CTSh) para 144°F:

CTSh = 1 + (2 x 0.0000062 x ΔT) + (0.0000062 x 0.0000062 x ΔT x ΔT)CTSh = 1 + (0.0000124 x 84) + (0.00000000003844 x 7056)CTSh = 1 + 0.0010416 + .00000027123264CTSh = 1.00104 (redondeado a cinco decimales)



Solución:

d. Calcular el volumen correctoV = Volumen a TSh 60°F x CTSh para 144°FV = 100,000 bbls x 1.00104V = 100,104 bbls.

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES

CORRECCIÓN POR EL EFECTO DE LA TEMPERATURA EN UN LIQUIDO (CTL) O FACTORDE CORRECCIÓN DE VOLUMEN (VCF)

Si un volumen de líquido de petróleo esta sujeto a cambios de temperatura, su densidad disminuirá al elevarse su temperatura o aumentará al bajar su temperatura. Este cambio en la densidad es proporcional al coeficiente térmico de expansión del líquido y a la temperatura. El factor de corrección por efecto de la temperatura en la densidad de un líquido se llama CTL o VCF. El factor CTL es una función de la Densidad Base del líquido y de su temperatura. La función de este factor de corrección es la de ajustar el volumen de un liquido a una temperatura observada hasta su volumen a una temperatura estándar. Las temperaturas estándares más comunes son 60°F, 15°C, y 20°C (68°F).

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES

CORRECCIÓN POR EL EFECTO DE LA TEMPERATURA EN UN LIQUIDO (CTL) O FACTORDE CORRECCIÓN DE VOLUMEN (VCF)

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESFACTORE DE CORRECCION CTLFACTORE DE CORRECCION CTL

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

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

Para CRUDO : K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2

Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2

Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @60ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @60ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2

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

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESCÁLCULO DE LA CORRECCIÓN POR AGUA Y SEDIMENTO (CSW)

Los productos que se manejan en la industria del petróleo contienen una cantidad de sedimento y agua disuelta, las cantidades de estos pueden ser determinadas por medido de análisis de laboratorio.

Para calcular el valor del CSW, debe conocerse el porcentaje de S&W y aplicar la siguiente ecuación:

Al multiplicar el GSV por el CSW se obtiene el NSV.

EJEMPLO DE LIQUIDACION DE TANQUES

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESANALISIS DE PARETTOANALISIS DE PARETTO

Condiciones supuestas

[ TOVVolúmen total observado a las condiciones del producto.

1% 0,98% 100º F, 30º API 24 82%

FWV ]Volúmen del agua libre que se encuentra en una fase distinta a la fase del crudo.

1% 0,10%FWV < 10%

TOV2 8%

x

VCF Ó 1% en T 0,04% 100º F, 30º API 1 3%

CTL1% en

Densidad0,08% 100º F, 30º API 2 7%

NSVVolúmen neto de petróleo crudo a 60º F y 0º PSI. 100%

Factor de corrección de volúmen por temperatura

SEVERIDAD RELATIVA DE LAS VARIABLES DE MEDICION ESTATICA

Severidad Relativa

Análisis Pareto% Error en la variable % Error en la medición

DEFINICION

IMPACTO

≈

⇒

1. Fuga de 1. Toma de temperatura: livianos por Procedimiento, Equipo, calentamiento Práctica metrológica,

Operación.

1. Fuga de livianos por calentamiento

PERDIDAS EN MEDICION ESTATICACAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA - ANALISIS DE PARETO

PERDIDAS FISICAS PERDIDAS DE MEDICION

TOV, 78%

CTL Ó VCF, 3%

Densidad, 7 %

FW, 8%

1. Evaporación.2. Mezclas de productos.3. Fugas por roturas de

tanques y/o

1. Referencias volumétricas:

Aforo de tanques y líneas.2. Equipos de medición.3. Procedimientos

1. Cambio de agua por producto -

operación.2. Cambio de agua por

producto - robos .

1. Muestreo: Procedimiento,Equipo, Prácticametrológica,Operación.

2. Ensayo analítico:Procedimiento,Equipo, Prácticametrológica,Operación.

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas.

2. Equipos de medición.3. Procedimientos4. Práctica metrológica.4. Operación.

PERDIDAS EN MEDICION ESTATICAPERDIDAS EN MEDICION ESTATICA

GRACIAS POR SUGRACIAS POR SUATENCIONATENCION

Curso de Medicion Inspectorate Medicion Estatica

Documents

Transcript of Curso de Medicion Inspectorate Medicion Estatica