MEDICIÓN ESTATICA DE TANQUES

Johana Astrid Dueñas SánchezIvonn Mariño Higuera

Luz Diana Carolina Molina GómezSergio Andrés Velásquez Bossa

La medición estática es aquella en la cual la cuantificación de las cantidades se realiza midiendo el nivel de líquido contenido en los tanques de almacenamiento mediante medición manual con cinta, y sin necesidad del uso de dispositivos medidores de líquidos. Este es un procedimiento fácil y eficaz si se realiza bajo las debidas condiciones.

Tanques: Los tanques son la unidad fundamental de almacenamiento de fluidos, estos pueden variar en forma y tamaño para cumplir a cabo su función, la cual depende del tipo de fluido que albergan. Los principales tipos de tanques son:

Cilíndrico vertical con techo cónico: Almacenan productos que tengan presión de vapor baja. No producen vapores a presión atmosférica.

Cilíndrico vertical con tapas cóncavas: Almacenan productos que tengan presión de vapor alta.

Cilíndrico vertical con techo flotante: El techo flota sobre el producto que se almacena, eliminando así el espacio para la formación de gases. Disminuye las perdidas por evaporación.

Cilíndrico vertical con membrana flotante: Con el fin de minimizar las pérdidas por evaporación, se coloca una membrana en la parte interior del tanque,

diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado.

Cilíndrico vertical con techo geodésico: Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.

Esféricos: Se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 psi.

Algunas de las principales características de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos destacan:

Generalmente se construyen de láminas (planchas) de acero.

Para tanques en transferencia de custodia, debe hacérseles verificaciones cada cinco años.

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 contar con:

Escotilla de medición. Sistemas de Venteos. Líneas de entrada y salida del

producto.

Líneas de drenaje.

MEDICION ESTATICA

1. Medición a fondo: La cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada. Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo del tanque hasta que corte la superficie del líquido en la cinta. Medida del volumen se tiene en forma indirecta.

2. Medición a vacío: La cinta tiene el “cero” de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La medida del volumen se tiene en forma indirecta.

Medición de nivel de agua

El nivel de agua libre almacenada en los tanques se mide empleando el método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

Universidad Industrial de SantanderFacilidades de Superficie

Grupo M1

PUNTO DE REFERENCIA

Nivel de líquido

Nivel de Producto

Nivel de Agua

PUNTO DE REFERENCIA

Nivel de Producto

Nivel de Agua

Corte de producto en la

plomada

Fuente: API MPMS - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 – tank gauging.

Fuente: API MPMS - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 – tank gauging.

TELEMETRIA

Sirve para monitorear y controlar a distancia a través de una señal de radio el arranque de una bomba y saber la cantidad de agua tiene un tanque.

Medición de nivel con Flotador: Consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido y conectado al exterior del tanque indicando el nivel sobre una escala graduada.

Medición de nivel con desplazador: Funciona en base a un “desplazador” colgado de un tambor enrollador servo-operado, el cual está vinculado a la balanza.

Medición con Radar: La señal de radar emitida es reflejada por la superficie de líquido que hay en el tanque, recibida en la electrónica y comparada.

Medición con dispositivo Ultrasónico: emisión de un impulso ultrasónico a una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor.

LIQUIDACIÓN DE TANQUES ATMOSFÉRICOS

Determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, tomando las mediciones manuales de nivel de producto, nivel de agua libre, temperatura y muestra del producto la cual permite determinar la Gravedad API y el porcentaje de Agua y sedimento (%BSW).

1. Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre. 2. Realice la lectura de la Temperatura. 3. Obtenga el volumen Total de Crudo (TOV) con la tabla de aforo. 4. Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo (FW). 5. Obtenga los factores de corrección por temperatura de la lámina (CTSh), luego factor de corrección por efecto de la temperatura (CTL) y Factor de corrección por efecto del techo FRA (En el caso de techo flotante).

CTSh = 1 + 12.4E-06*ΔTS+4.0E-09*Δ2TS CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)] Corrección por techo (FRA)= (API referencia – API observado) * bbl/°API

6. Obtenga la calidad del crudo con la muestra analizada en el laboratorio. 7. Liquide el tanque para hallar: GOV=TOV-FW 8. Halle el Volumen Bruto Observado = (GOV*CTSh ± FRA) 9. Halle el Volumen Bruto Estándar (GSW) = (GOV*CTSh ± FRA)*CTL 10. Halle el Factor de Corrección por agua y sedimento CSW = (1-% BSW/100) 11. Halle finalmente el Volumen estándar Neto NSV= GSV*CSW

MEDICIÓN DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES PRESURIZADOS

1. El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones de quietud.

2. La barra deslizante y los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con certificado de calibración y tablas de aforo respectivamente. 3. En La determinación de la temperatura se utiliza un termómetro de carátula y/o RTD.4. Para las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo se debe tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento, utilizando el termo-densímetro a presión. 5. Para la determinación del contenido Volumétrico de hidrocarburo se debe seguir el procedimiento de liquidación de Medición estática.

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS

A. Disponer de la capacidad total del tanque galones y/o Barriles (100%), medir el nivel de líquido, la temperatura (ºF) tanto de la fase líquida como de la fase vapor y la presión (psi) de la fase vapor. B. Vol. liquido=Cap. Tanque * % nivel. C. Determinar gravedad específica y corregir a 60ºF con la ASTM Tabla 23-LPG. D. Se determina el factor de corrección de volumen en la tabla ASTM Tabla 24-LPG, tomando como valores de entrada la gravedad específica a 60ºF y la temperatura del líquido en el tanque. Vol. Liq. A 60ºF =Vol. Liq * VCFE. El volumen de la fase de vapor se determina por la diferencia entre el volumen total (100%) menos el volumen líquido natural. Vol. Vapor = Vol tanque – Vol. Líquido

Tabla 23 LPG, factor de conversión de volumen gaseoso a volumen líquido a la presión y gravedad especifica encontrada.

F=[0.001496*(PSIG+14.7)*(44+(((SP.GR/0.505)-1)*94.27))]/ (SP.GR*(460+TEMP))

Obtener el volumen a 60 ºF equivalente a líquido. Vol eq. Liq= Vol. Vapor * F

Universidad Industrial de SantanderFacilidades de Superficie

Grupo M1

Crema indicadora de Producto y Agua aplicado a toda la Plomada

Altura Manchada

Altura del corte

de Agu

a

Fuente: API MPMS - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 – Tank gauging.