Medición Estática de Tanques Final

FACILIDADES DE SUPERFICIE

MEDICION ESTÁTICA DE TANQUES

GRUPO 02

LAURA TATIANA CABRALES LAURA CRISTINA GARCÍA

DIEGO VILLAVECES SUAREZ

Profesor: Erik Giovany Montes Paéz

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

AGENDA

1• GENERALIDADES, EQUIPOS Y ELEMENTOS USADOS PARA

DETERMINAR DE MANERA ESTÁTICA EL NIVEL DE LÍQUIDO

2• PRODEDIMIENTOS PARA LA MEDICIÓN DE NIVEL DE

PRODUCTO EN TANQUES ATMOSFERICOS

3• LIQUIDACIÓN DE TANQUES

DEFINICIONES

ESCOTILLA DE MEDICION (Hatch)

Es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones. PUNTO DE REFERENCIA (Reference Gauge Point) Es una marca de referencia que debe establecerse en la boquilla de medición, desde la cual se deben realizar todas la mediciones. PUNTO DE MEDICION (Measurement Point) Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la pesa durante la medición y desde donde se tomaran las distancias.

DEFINICIONES

PLATO DE MEDICION (Datum Plate)Plato fijo localizado en el fondo del tanque y directamente debajo del punto de referencia del liquido que va ser medido.

CORTE (Cut)

Es la línea de demarcación dejada por el liquido que se esta midiendo sobre la escala de la pesa o cinta de medición. ALTURA DE REFERENCIA (Reference Gauge Height)Es la distancia desde el fondo del tanque hasta el punto de referencia. Debe estar claramente escrita sobre el techo del tanque. Esta altura debe ser verificada cada vez que el tanque se repare o se limpie.

DEFINICIONES

CINTA DE MEDICION

Es una cinta de acero, graduada y usada para la medición a fondo y/o vacío de un HC en un tanque.

PLOMADA (Bob)

Es la pesa adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa del tal forma que facilite la penetración en el liquido. PASTA INDICADORA DE HC

Es un producto químico que se aplica a la cinta o pesa y cambia de color cuando entra en contacto con un hidrocarburo especifico, indicando el nivel exacto del liquido.

DEFINICIONES

PASTA INDICADORA DE AGUA Es un producto químico que cambia de color cuando entra en contacto con el agua, indicando el nivel o la interfase de agua en el hidrocarburo. AGUA DISUELTA

Es el agua emulsificada contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a temperatura determinada. No se puede ver a simple vista.

AGUA SUSPENDIDA

Es la cantidad de agua y sedimentos dispersos como pequeñas gotas en el producto.

DEFINICIONES

AGUA SUSPENDIDA Y SEDIMENTO (BSW)Es la cantidad de agua y sedimento que se encuentra emulsificada o suspendida en el crudo, se determina por prueba de laboratorio.

VOLUMEN TOTAL OBSERVADO

Es el volumen de producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el tanque.

VOLUMEN NETO OBSERVADO

Es el volumen de producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el tanque.

DEFINICIONES

VOLUMEN ESTANDAR BRUTO

Es el volumen crudo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimentos suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar. (60 F y 14.7 Psi)

VOLUMEN ESTANDAR NETO

Es el volumen crudo o producto refinado excluyendo agua total, sedimento total, calculado a condiciones estándar. (60 F y 14.7 Psi)

1. GENERALIDADES, EQUIPOS Y ELEMENTOS USADOS PARA DETERMINAR DE MANERA ESTÁTICA EL NIVEL DE LÍQUIDO

OBJETIVO Esta Presentación tiene como objetivo

nombrar y explicar las diferentes herramientas y procedimientos recomendados por la API MPMS para la correcta medición estática del nivel de fluidos en los tanques de almacenamiento.

Autor: Forestal del Atlántico, S.A.

INTRODUCCION

QUES ES LA MEDICIÓN ESTATICA DE TANQUES ES LA MEDIDA DE

VOLUMENES, TEMPERATURAS, Y

PROPIEDADES FISICAS DEL HIDROCARBURO

ALMACENADO EN UN TANQUE.

Los Procedimientos para llevar acabo la medición estática de tanques resultan muy SENCILLOS Y EFICACES siempre y cuando se lleve correctamente los pasos recomendados en las Normas API.

1.1CLASIFICACION DE LOS TANQUES

Características Más Importantes De Los Tanques

Generalmente se construyen de láminas (planchas) de acero.

debe hacérseles verificaciones cada cinco años para el diámetro, el fondo, el espesor de láminas y la inclinación del tanque.

Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las tablas de Aforo, la Calibración de los tanques se debe realizar cada 15 años

Deben tener una escotilla de medición, sistemas de Venteos, líneas de entrada y salida del producto, líneas de drenaje

“NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.

Autor: www.innoversia.net

CLASIFICACION DE LOS TANQUES


Los tanques para almacenar crudo, gas o derivados se clasifican según su forma en:

TECHO FLOTANTE

MEMBRANA

ESFERICOS

TAPAS CONCAVAS

TECHO CONICO


TECHO FLOTANTESe usan para almacenar Gasolinas livianas como la gasolina extra, de aviación o productos similares.

La ventaja de este tanque es que disminuye las perdidas por evaporación y no genera electricidad estática.

Autor: Copyright 2005 HMT.


MEMBRANA

Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en 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.

Autor: Copyright 2005 HMT.


ESFERICOS

Se usan generalmente para contener productos de gases licuados de petróleo (GLP) tales como el propano, Butano y otras mezclas. La presión de vapor de estos gases es Bastante Elevada (Entre 25 y 250 psi).

Fuente: www.spanish.alibaba.com


TAPAS CONCAVAS

Como mecanismo de seguridad se instala un juego de válvulas de seguridad, las cuales deben dispararse a una presión inferior a las del diseño del tanque.

También sirve para contener GLP. La presión interna del tanque esta dada por la presión del vapor de la sustancia.

Fuente: www.monografias.com


TECHO CONICO

Autor: IDM Uruguay - HABILIS S.A

Se usan para almacenar crudos o productos derivados que tengan una presión de vapor relativamente baja, es decir, de aquellos que no tienen tendencias a producir vapores a temperatura ambiente.

La presión al interior del tanque no sobrepasa la atmosférica y esto facilita el almacenamiento de combustóleos, diesel, keroseno, crudo, etc.

1.2 MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS

EQUIPOS Y ELEMENTOS

Tabla de aforo

Cintas de medición

Toma muestras

Termómetro

1.3 EQUIPOS Y ELEMENTOS

La Cinta de medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos ( Hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura un Volumen Total Observado en el tanque.

Cinta de Medición

Fuente: Manual de Medición de HC´s

EQUIPOS Y ELEMENTOS

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 terminada en un cono, debe tener su polo a tierra.

EQUIPOS Y ELEMENTOS

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, debe tener su polo a tierra.

EQUIPOS Y ELEMENTOS

MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA)

Medición de nivel con Flotador

Medición de nivel con desplazador

Medición con Radar

Medición con dispositivo Ultrasónico

MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA)

EQUIPOS Y ELEMENTOS

TABLA DE AFORO

La tabla de aforo convierte el nivel medido con la cinta y la plomada en el volumen Contenido. Esta Tabla es Única para cada tanque.

Las tablas de aforo se hacen acordes con la norma API

Todos los tanques se deben aforar nuevamente cada 5 años o después de cualquier reparación.

En sistema métrico deben tener una precisión de 1 milimetro, miestras que para el americano es 1/8 de pulgada.

Fuente: www.issuu.com

EQUIPOS Y ELEMENTOS

TABLA DE AFORO

Fuente: Presentación “Pruebas de Produccion” Facilidades de Superficies Porf. Erik Montes

Altura (cm)

Volumen (Bls)

Altura (cm)

Volumen (Bls)

Altura (cm)

Volumen (Bls)

30 396,03 90 4482,76 150 8415,62

40 900,59 100 5114,43 160 9138,82

50 1724,09 110 5755,72 170 9763,18

60 2548,76 120 6381,12 180 10345,45

70 3180,45 130 7092,76 190 11057,64

80 3794,96 140 7843,43 200 11615,91

EQUIPOS Y ELEMENTOS

TERMOMETROS

TERMÓMETROS ELECTRÓNICOS DIGITALES (PET).• con una incertidumbre baja

TERMÓMETROS DE MERCURIO DE VIDRIO.• Con incertidumbre mayor al electrónico

Fuente: www.spanish.alibaba.com

EQUIPOS Y ELEMENTOS

TERMOMETROS

Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación del volumen se recomienda usar PET's, buscando con ello obtener una incertidumbre combinada en la operación, dentro del rango tolerable.

La precisión en los promedios de temperatura es necesaria para corregir los volúmenes de hidrocarburos a la temperatura estándar de 60 F (15 C).

Los termómetros para medición de temperatura en tanques deben ser totalmente inmiscibles y fabricados de acuerdo a la norma ASTME.1.

EQUIPOS Y ELEMENTOS

TERMOMETROS

Procedimiento para medir temperatura en tanques.

Introducir el termómetro hasta la mitad del liquido o haga tres mediciones en las zonas superior, media e inferior, si el nivel es mayor a 10 pies.

Deje el termómetro el tiempo necesario, según la tabla. La medición se debe hacer dentro de la escotilla, para evitar que

el aire lo enfrié.

Gravedad API (60F)

Tiempo de Inmersion (Minutos)

> 50 1040-49 1530-39 2520-29 45<20 80

Fuente: AutoresFuente: www.issuu.com

EQUIPOS Y ELEMENTOS

MUESTRA FONDO

Los recipientes deben ser Botellas de vidrio claro para que pueda examinarse fácilmente la limpieza del producto, la presencia de agua libre y otras impurezas.

Los tapones para estas botellas deben ser corchos que garanticen un buen ajuste. No se deben usar tapones de cauchos.


EQUIPOS Y ELEMENTOS

La muestra de crudo es tomada para determinar ciertas propiedades del Hidrocarburo como Gravedad API, Viscosidad, BSW, etc.

Para la determinación del API se debe usar la norma ASTM D-1298 por el método del hidrómetro.

Para la determinación del contenido de agua se debe usar la norma ASTM D-4377 (Método de Karl Fisher).

Para la determinación de contenido de Sedimentos se debe usar la norma ASTM D-473 (Método de Extracción).

EQUIPOS Y ELEMENTOS

Toma de muestra Corrida. Se baja la botella tapada hasta la válvula de descarga. Se destapa la botella jalando rápidamente la pita y se sube el

recipiente de tal manera que salga un 85% lleno. Si la botella sale completamente llena debe repetirse el

procedimiento aumentando la velocidades de subida.

Fuente: www.issuu.com

Los métodos son: MEDICIÓN A VACIO Y MEDICIÓN A FONDO

2.PRODEDIMIENTOS PARA LA MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES ATMOSFERICOS

2.1. PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN A VACIO CON CINTA DE MEDICIÓN A VACIO

Medición de producto a vacío con plomada de

vacío

Fuente. Gerencia de Planeación y Suministros. ”Manual de Medición de Hidrocarburos. Capitulo 3. Medición Estática”. Ecopetrol. Noviembre de 2007. ECP-VSM-M-001-03.

1) Localización del tanque. (En los tanques con sistema de telemetría se sugiere leer y tomar el nivel del producto con este y registrar la información).2) Leer y registrar la altura de referencia, tomándola, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.3) Conectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o a la escotilla de medición. 4) Abrir la escotilla de medición, esperando unos segundos para que los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.5) Determinar matemáticamente la longitud de cinta a introducir en el tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada (aproximadamente 7 cm).

7) Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.

8) Extraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada.

9) Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. 10) Por ultimo se procede a calcular la altura del producto de la siguiente manera:

6) Bajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto con la boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada.

Altura del liquido = Altura de referencia (BM) – Lectura cinta –

punto de corte indicado en la plomada

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 1 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 y realizar nuevamente la medición.

2.2. PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN A FONDO CON CINTA DE MEDICIÓN A FONDO

Medición de producto de fondo con plomada de

fondo

Fuente. Gerencia de Planeación y Suministros. ”Manual de Medición de Hidrocarburos. Capitulo 3. Medición Estática”. Ecopetrol. Noviembre de 2007. ECP-VSM-M-001-03.

1) Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.2) Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la escala.3) Hacer la conexión a tierra de la cinta, abrir la escotilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición. 4) Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca el corte en la cinta.

5) La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos (Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).

6) Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta. 7) Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido.

Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.

Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm.

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

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

ATMOSFÉRICOS Y PRESURIZADOS

3. LIQUIDACIÓN DE TANQUES

3.1 TANQUES ATMOSFÉRICOS

Altura de

ProductoAltura de

Agua LibreTemperatura

LáminaTemperatura

LíquidoMuestreo

Tabla de

Aforo

Gravedad API

Contenido

AguaContenid

o Sedimen

tos

CTSh

TOV-FW

CTSh

FRA

GOV

CTL

GSVVolumen Agua y

Sedimentos

NSV

3.2 DATOS OBSERVADOS Y CALCULADOS

Altura referencia tabla de aforo

Altura de referencia observada

Medida de fondo o vacío

Nivel de agua libre

Temperatura promedio del liquido

Gravedad API observada @ Temp. Tanque

% BSW

Temperatura Ambiente

Gravedad API @ 60 F

Corrección por techo flotante (FRA)

Corrección por temperatura de lámina (CTSh)

Volumen Total observado (TOV)

Volumen de agua libre (FW)

Volumen bruto observado (GOV)

Corrección por temperatura de líquido (CTL)

Volumen bruto estándar (GSV)

Agua y sedimento (CSW)

Volumen neto estándar

3.3 PARÁMETROS A EVALUAR

TOV

• Volumen total de todos los líquidos de petróleo, agua y sedimentos en suspensión y agua libre y sedimentos en el fondo.

GOV

• Volumen de todos los líquidos del petróleo, mas agua y sedimentos en suspensión; excluyendo el agua libre.

GSV

• Volumen de todos los líquidos del petróleo, mas agua y sedimentos en suspensión; excluyendo el agua libre, corregido por el factor de corrección de volumen.

NSV

• Volumen total de todos los líquidos de petróleo, excluidos el sedimento y agua en suspensión y el agua libre a temperatura estándar.

• Volumen Bruto Observado =GOV=((TOV-FW)*CTSh)±FRA

• Volumen Bruto Estándar= GSV=GOV*CTL

• Volumen Estándar Neto= NSV= GSV*CSW

Fuente: www.quiminet.com

3.4 CORRECCIONES • TEMPERATURA DE LA PARED DEL TANQUE

CTSh= (1+(12.4E-06*∆TS)+(4.0E-09*2∆TS))

Donde

TS: ;

Tl: Temperatura del líquidoTa: Temperatura ambiente∆TS: (TS-60) °F

• TEMPERATURA DEL LÍQUIDO (CTL) A partir de las tablas de corrección, API MpMs 11. Tabla 5B ó

CTL= EXP (-K*(T-

60)*(1+(0.8*K*(T-60))))

• AJUSTE POR TECHO FLOTANTE

Es necesario conocer: API @ 60 °F y la temperatura del tanque; API observado (Tabla 5ª)

• CORRECCIÓN POR BSW : Cantidad de BSW a partir de una muestra representativa.

CSW= 1- (

FRA = (API observada – API referencia ) * Bbl/API

3.5 EJEMPLOSe ha tomado una muestra de crudo del tanque 208B. En el laboratorio se observó que a 88°F la gravedad API medida es de 36°.Con los datos suministrados calcule: ¿Cuál es el volumen neto de crudo en el tanque?Medida nivel

producto3 m, 20 cm, 2

mmObservado-

Cinta

Medida Agua Libre

0m, 30 cm, 2 mm

Observado- Cinta

API @ 60 F 33.7 Tabla Corrección

Temperatura Liquido F

88 Observado

Temperatura Ambiente F

72 Observado

Temperatura Lamina Tanque F

86 Cálculo

BSW 0.15 % Análisis BSW Fuente: Autores

3.6 RESULTADOS

Volumen Total Observado

TOV 3679.06

Agua Libre FW 348.59

Volumen Bruto Obs. GOV 3330.47

Corrección Temp. Lamina

CTSh 1.00032

Ajuste por techo flotante

FRA 30

GOV corregido 3361.535

Corrección temp. Líquido

CTL 0.9871

Volumen Bruto Estándar

GSV 3322.613

Corrección por BSW CSW 0.9985

Volumen Neto Estándar

NSV 3317.629

Fuente: Autores

3.7 TANQUES PRESURIZADOS

CONSIDERACIONES

• El fluido en el tanque : reposo total

• Para las consideraciones de calidad del HC se debe tomar una muestra representativa y homogénea del HC contenido en los tanques de almacenamiento. Utilizando el termo densímetro.

Termo Densímetro a Presión

Fuente: Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles.

Cap. 12.

3.8 LIQUIDACIÓN TANQUES PRESURIZADOS

1. Capacidad total del tanque en galones o barriles, nivel de líquido y temperatura fase liquida y vapor.

2. Volumen Observado Fase Liquida

Vol Liquido: Cap. Tanque * % Nivel

3. Determinar Gravedad API y corregir a 60 F.

4. Determinar factor de corrección y con el, el volumen de liquido a 60 F.

5.

6.

Vol. Vapor= Vol Tanque – Vol. Líquido

Vol. Liq a 60 F= Vol. Liq * VCF

Vol eq. Liq= Vol. Vapor* F

CONCLUSIONES

• Una correcta medición de niveles de líquido en el tanque representa un acierto en el ámbito financiero de una compañía.

• La medición estática de tanques resulta un procedimiento sencillo y eficaz siempre y cuando se lleven correctamente los pasos recomendados en las Normas API.

• Es necesario realizar las correcciones debido a temperatura de la lámina, del líquido y % de BSW para contar con un volumen de líquido correcto en el tanque.

BIBLIOGRAFÍA

• ”Manual de Medición de Hidrocarburos. Capítulo 3. Medición Estática”. Ecopetrol. Noviembre de 2007. ECP-VSM-M-001-03.

• ”Manual de Medición de Hidrocarburos. Capítulo 12. Calculo de Cantidad es de Petróleo. Ecopetrol. Noviembre de 2007. ECP-VSM-M-001-03.

• AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standadrs. Washington-Estados Unidos.

Medición Estática de Tanques Final

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