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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
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
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
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.
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
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.
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
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
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
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
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
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
Fuente: Manual de Medición de HC´s
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
Fuente: Manual de Medición de HC´s
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.
Fuente: Manual de Medición de HC´s
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.