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INSTITUTO TECNOLÓGICO NACIONAL DE MÉXICO Instituto Tecnológico de Cd. Madero

Ingeniería Petrolera Conducción y manejo de Hidrocarburos Tanques de almacenamiento PATERNO

MATERNO

Borrego

NOMBRE Ricardo Eduardo

Castillo

Martínez

Iliana Monserrat

Diaz

Vázquez

Layla

Elizalde

Santoyo

Robcel

Herrera

Vicencio

Jair Jared

Luis

Serna

L. Kevin Tomás

Morales

Juárez

Gabriel Fernando

Catedrática Dra. Mayda Lam Maldonado

Hora 14:00 – 15:00 p.m.

Tema Introducción Información básica para el diseño de un tanque de almacenamiento Tipos de tanques de almacenamiento Ejemplo real Dispositivos asociados al tanque de almacenamiento Instrumentación de tanque Medición de nivel de tanque Bibliografía

Página 1 -2 3 4 – 30 31 – 32 33 – 36 37 – 47 48 - 57 58

El almacenamiento continúa siendo una actividad indispensable en el transporte y manejo de hidrocarburos. La selección del tipo y tamaño de tanque está regida por la relación producción-consumo, las condiciones ambientales, la localización del tanque y el tipo de fluido a almacenar. El almacenamiento se puede realizar en tres tipos de instalaciones: superficiales, subterráneas y en buques tanque. La capacidad de dichas instalaciones varía desde unos cuantos metros cúbicos hasta miles de ellos. Existe una gran variedad de Tanques y su clasificación es igualmente amplia, los hay para el almacenamiento de productos líquidos y gaseosos. Los materiales que se han empleado para su construcción, han sido: Madera, concreto, aluminio, plástico y acero inoxidable; siendo este último el de mayor demanda por su resistencia y durabilidad. Las formas también han sido variadas, aunque predomina la forma cilíndrica para el almacenamiento de grandes volúmenes. Los tanques pueden fabricarse y transportarse a su lugar de colocación o bien armarse en el lugar mismo donde permanecerán.

El tanque de almacenamiento es un recipiente de presión o deposito bajo presión metálico, diseñado para almacenar una reserva suficiente de combustibles (gaseosos o líquidos) a presiones mucho mayores que la presión ambiental ya sea presión interna o externa. Construido conforme a normas técnicas establecidas. Están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes o pequeños volúmenes de petróleo y gas, además permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación.

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En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API (American Petroleum Institute) que hacen referencia a los materiales fijados por las normas ASTM (American Society for Testing Materials), y se siguen las normas de seguridad dadas por NFPA (National Fire Protection Association). Normas aplicables API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.)

En batería de tanques (localizada cerca del cabezal de pozos o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez), refinerías, industria petroquímica, terminales de distribución, terminales de tuberías, depósitos de combustible, almacenamiento de combustible en aeropuertos, almacenamiento de productos químicos.

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Para un almacenaje óptimo, es necesario conocer los diferentes tipos de almacenamiento y su rango de aplicabilidad. Los tipos de tanques, de almacenamiento son muchos y variados, y requieren numerosos tipos de precauciones de seguridad. La mayor parte de dichos tanques en la industria son del tipo sobre tierra. Por ello, se clasifican los tanques según su diseño, forma y uso, puntualizando las ventajas y desventajas de cada una de las diferentes formas de almacenaje y se deben escoger según los diferentes parámetros:

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Localización del recipiente: es el lugar donde se ubicará el tanque de almacenamiento. En este lugar se tomarán en cuenta: temperatura, humedad, sismicidad, precipitaciones, velocidades del viento, entre otros. Función que deberá cumplir: qué tipo de fluido va a almacenar y/o si es un relevo de otros tanques. Propiedades del fluido a almacenar: se debe conocer el tipo de fluido a almacenar con un análisis PVT. Volumen por almacenar: este es definido en función de la producción que se tiene y el tiempo de residencia en las baterías. Materiales disponibles: se deben de conocer las propiedades fisicoquímicas y mecánicas para almacenar los fluidos de una forma segura. Costos de fabricación: son los asociados a la construcción del tanque. Tiempo de vida útil: es el tiempo considerado para que trabaje de una manera segura y tomando en cuenta la depreciación del mismo. Mantenimiento: dependiendo de los materiales y el tipo de fluidos que serán almacenados, se hará un mantenimiento correctivo y preventivo cada determinado tiempo. Financiamiento: se debe conocer la disponibilidad del financiamiento para su fabricación. Es necesaria una evaluación económica del proyecto.

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El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que: -

Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo. Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoductos a destilación. Brinda flexibilidad operativa a las refinerías. Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto.

Los tanques de almacenamiento se utilizan como depósitos para contener una reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización. Para un almacenaje optimo, es necesario conocer los diferentes tipos de almacenamiento y su rango de aplicabilidad. Por ello, se clasifican los tanques según su diseño, forma y uso, puntualizando las ventajas y desventajas de cada una de las diferentes formas de almacenaje.

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Los tanques de almacenamiento se pueden clasificar según su diseño, dependiendo principalmente de la operación a realizar. Por tanto, basándose en este criterio, se pueden clasificar en los tipos siguientes:

SEGÚN LA PRESIÓN DE DISEÑO

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Tanques Atmosféricos para presiones de 0 a 0,5 psig Tanques atmosféricos para bajas presiones de 0,5 a 15 psig. Tanques atmosféricos para presiones altas o mayores de 15 psig en adelante.

En aquellos casos en los cuales los tanques operaran a temperaturas por debajo de las ambientales, se les denominan tanques refrigerados o criogénicos.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO ATMOSFÉRICOS En los tanques de almacenamiento atmosféricos, los parámetros de funcionamiento y/o variables de diseño son las siguientes: -

Composición y características del fluido que desea almacenar. Temperatura de almacenamiento. Presión de almacenamiento.

Estos tanques se diseñan y construyen con el fin de almacenar productos a presión atmosférica. Generalmente, los diseños de estos tanques se hacen en un rango, que comprende desde presión atmosférica hasta 0,5 psig. Estos se clasifican según el tipo de techo usado, en los tres tipos: de techo fijo, de techo flotante externo y de techo flotante interno. El tanque de almacenamiento atmosférico de techo fijo normalmente almacena crudos y productos poco volátiles. Los tanques de techo flotante, externo e interno, se utilizan para minimizar las mermas por evaporación.

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La clasificación de los tanques según sus formas, se asocia fundamentalmente con su forma geométrica, pero en algunos casos también incluye las dimensiones del tanque. Basándose en estos criterios los tanques se pueden clasificar de la manera siguiente: ● Tanques Cilíndricos: Vertical, horizontales. ● Tanques esféricos: Esféricos o esferoidales y esféricos de alta presión. TANQUES CILINDRICOS VERTICALES Los tanques cilíndricos verticales se usan generalmente para el almacenaje de un producto o materia prima. Ejemplos típicos de esos tanques son:

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Tanques de techo fijo Tanques de Techo cónicos Tanques de Techo Cóncavos Tanques de techo flotante externo. Tanques de techo flotante interno. Tanques refrigerados de pared simple y doble.

TANQUES CILÍNDRICOS DE TECHO FIJO

Son del tipo cilíndrico vertical con techo soldado al cuerpo, donde su altura es constante. Posee un punto de referencia que no es más que la altura del tubo de aforo y es determinada desde la placa del piso (datum) hasta la parte superior de la boca de aforo. Constan de un fondo plano, una pared cilíndrica y un techo fijo. Los venteos libres o cuellos de ganso, permiten la emisión de vapores, logrando de esta manera que el interior del tanque se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica, aunque las pérdidas de vapores por la variación de la temperatura son inevitables. Este tipo de tanque es ideal para almacenar productos tales como: diésel, asfalto, petróleo y lubricantes.

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El techo tiene una pendiente mínima del 6% y puede ser soportado o auto soportado: -

Techo auto soportado: Estos no requieren estructuras internas ya que su diseño toma en cuenta el espesor de la placa de techo y el ángulo formado entre la horizontal con el techo, con estos datos se determina si requiere o no de una estructura interna. El diámetro es menor a 15 m.

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Techo soportado: Estos si requieren de una estructura interna debido a su pendiente y su diámetro, esta estructura es más compleja al incrementarse su diámetro. Diámetro mayor a 15 m.

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TANQUES CILINDRICOS DE TECHO FLOTANTE

En algunos tanques de almacenamiento, es deseable instalar techos flotantes, los cuales flotan encima del producto almacenado. Esto se hace con la intención de disminuir el espacio entre el techo y la superficie del líquido, lo que disminuirá la acumulación de vapores y su posterior expulsión a la atmósfera. Los techos se diseñan de manera tal, que puedan moverse verticalmente dentro del tanque. Generalmente, los tanques de techo flotante se usan con productos almacenados a presiones cercanas a la presión atmosférica.

Los tanques de techo flotante se usan para almacenar fluidos volátiles (30-39.9 °API) tales como las gasolinas, nafta, alcohol, crudo ligero, entre otros. Los tanques de techo flotante se dividen en dos (2) grupos, a saber: Tanques de Techo Flotante Externo y los Tanques de Techo Flotante Interno o Cubierta Flotante Interna. Los tanques de techo flotante interno poseen, además, un techo fijo; en cambio los tanques de techo flotante externo no lo poseen. Los tanques de techo flotante interno poseen, además, un techo fijo; en cambio los tanques de techo flotante externo no lo poseen. También conocidos como “tanques abiertos de techo flotante”, no poseen un techo fijo. Este techo usualmente es de tipo pontón o doble cubierta, la cual flota en la superficie del líquido, para ello posee accesorios y un sistema de sello de aro.

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Existen en los tanques varios tipos de techo flotante externo, entre ellos: -

Techo Flotante tipo Pontón. Techo Flotante Doble Cubierta.

Techo flotante tipo ponton.

El techo tipo pontón es aquel que posee dos (02) compartimientos: una cubierta central sencilla y un reborde anular, el cual está diseñado para flotar directamente sobre el producto. La plataforma superior del pontón posee una inclinación hacia el centro del techo y hacia abajo. Esto crea un espacio sobre el pontón para el almacenamiento del agua de lluvia, lo cual facilita el drenaje de agua a través de una manguera. El techo puede retener aproximadamente diez pulgadas de agua en 24 horas. En algunos casos, este volumen de retención de agua puede ser incrementado si la zona así lo requiere. Generalmente, los diámetros en los tanques que utilizan techo tipo pontón varían entre 50 y 300 pies.

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Techo flotante tipo doble cubierta. Los tanques con techo flotante tipo doble cubierta se caracterizan por poseer compartimentos múltiples que abarcan toda el área del techo. Además, poseen un volumen suficiente para lograr mayor estabilidad que el de una sola cubierta, abonando a un sistema de drenaje de emergencia adicional al de drenaje convencional. Sin embargo, de una manera similar al techo pontón, está diseñado para flotar directamente sobre el líquido almacenado. La forma del techo de doble cubierta permite que la condensación de vapores ocurra en la región central del techo.

En la actualidad, la mayoría de los tanques de techo flotante interno en servicio tienen cubiertas de no contacto, en tal sentido, el techo fijo cubre completamente el tanque y el techo interno flota sobre el producto almacenado.

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La selección de tanques con este tipo de techo, es función fundamental de las condiciones de servicio; es decir, se deben tomar en cuenta lo siguiente: Tipo de fluido almacenado. Características del fluido almacenado (Presión de Vapor, Grado de Corrosividad, Viscosidad y contaminación ambiental). - Tiempo de Carga. - Seguridad. - Factibilidad mecánica. - Factibilidad económica. - Mantenimiento. Asimismo, es recomendable que crudos o productos derivados con presión de vapor menor de 11 psia., sean almacenados en tanques de techo flotante, ya sea externo o interno. -

Los techos flotantes tipo pontón son menos costosos que el tipo doble cubierta, por lo cual se prefieren cuando el producto viene acompañado de porcentajes apreciables de agua. Los techos flotantes de doble cubierta e internos son los más eficientes. En el caso de los tanques con doble cubierta, existe mayor espacio de aire en el techo y por tanto el aislamiento es mayor entre el fluido almacenado y la atmósfera. Por esta razón, los de doble cubierta son los más recomendables para líquidos de alta volatilidad. Cuando el producto almacenado se maneja a bajas temperaturas, es recomendable usar tanques de techo flotante externo con doble cubierta, ya que con ellos se obtiene un mayor aislamiento térmico; por otra parte, cuando se manejan crudos volátiles y se requiere protección contra lluvia, vientos, etc., lo más recomendable es un tanque de techo interno. Por lo general, en la Industria Petrolera los techos flotantes más usados son los del tipo de doble cubierta externos, ya que su mantenimiento no es complejo y su operación es muy limpia. En aquellos lugares donde existen vientos muy fuertes y lluvias constantes, es recomendable el uso de tanques techo flotante externo de doble cubierta, ya que el viento los afecta poco y además poseen sistemas de drenaje doble (normal y de emergencia).

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Tanques de techo cónico.

Se usan para almacenar crudos o derivados que tengan una presión relativamente baja. Los fluidos que son almacenados en este tanque no tienen una tendencia a producir vapores a temperatura ambiente, la presión interior del tanque no sobrepasa la presión atmosférica y esto facilita el almacenamiento de crudo, diésel, jet fuel, entre otros. Son construidos con láminas de acero y soldados herméticamente para resistir presiones no mayores a la atmosférica.

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Tanques cilíndricos con tapa cóncava.

Son empleados para almacenar producto que tengan una presión de vapor relativamente alta, es decir, a temperatura ambiente emiten vapores. Estos tanques son aptos para los almacenamientos de condensados, gasolinas, GLP, etc.

Se requieren condiciones de presión mayores a la atmosférica, son de forma cilíndrica vertical, con fondo plano y techo abombado. La razón de ser de estos tanques es que si se almacenara gas licuado a presión atmosférica se necesitaría que estuvieran a una temperatura cercana a los -42°C y esto complica el diseño de este tipo de recipientes. Por esta razón los tanques operan a 15 [Kg/m3 ] de presión y a temperatura ambiente. Este tanque es diseñado con una línea de llenado en la parte superior y una línea de purga en la parte inferior. Cuenta con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto en caso de siniestros, y con un sistema de doble lectura de niveles independientes. Este tanque se complementa con una instalación contra incendios (rociadores, monitores, inyección de espumas).

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El principio de trabajo del tanque esférico a presión es el siguiente: -

El equipo trabaja en un estado de equilibrio líquido-vapor del fluido almacenado en su interior. Al ser vaciado parte del producto pasa a la fase vapor. Durante el llenado el aumento de presión hace que el producto vuelva a la fase líquida. La presión es aproximadamente constante.

Tanques cilindricos horizontales o cigarros. Los recipientes horizontales (cigarros) se utilizan para presiones mayores a las presiones atmosféricas, y se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para volúmenes mayores se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos o semiesféricos. -

Con Casquete Toriesférico: son las de mayor aceptación en la industria, debido a su bajo costo y a que soportan grandes presiones manométricas, su característica principal es que el radio del abombado es aproximadamente igual al diámetro.

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Con casquete Semielípticos: son empleados cuando el espesor calculado de una tapa toriesférica es relativamente alto, ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que las toriesféricas.

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Con casquete semiesférico: utilizados exclusivamente para soportar presiones críticas, como su nombre lo indica, su silueta describe una media circunferencia perfecta, su costo es alto y no hay límite dimensional para su fabricación.

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Tanques esfericos o esferoidales.

Un tanque esférico es utilizado para el almacenamiento de aceites muy volátiles que desarrollan alta presión de vapor, aunque estos tanques son más capaces de resistir las deformaciones que los tanques de forma convencional, como resultados de las altas presiones internas. En estos tanques, los esfuerzos se distribuyen uniformemente. Tanques de estos tipos pueden resistir presiones internas de hasta 7 Kg/cm2, se usan principalmente para el almacenamiento de GLP. Son recipientes construidos de láminas de acero y soldados herméticamente para soportar presiones moderadas superiores a 2.1 [kg/ ]. Almacenan gases como: gas natural, butano, propano, isobutileno, hidrógeno, entre otros. Estos se miden de dos formas ya sea por medición directa del líquido (instrumento rotogauge) y por medio de flotadores (instrumento magnetrol). Para la medición de la temperatura los tanques deben tener un termómetro instalado inferior del mismo y mide la temperatura de la fase líquida (5% al 10%). Para la medición de la fase vapor del tanque debe tener un manómetro en la parte superior del mismo (95% al 100%).

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Clasificación de tanques según el producto almacenado.

La clasificación de los tanques según su producto, que almacenan se basa fundamentalmente en el tipo de aplicación dada al tanque. De acuerdo con este criterio, los tanques se pueden clasificar en las dos categorías, a saber: -

Tanques adaptados para el Almacenamiento. Tanques adaptados para los procesos (tanques presurizados).

Se deben tomar en cuenta las siguientes características Propiedades de los fluidos a ser manejados. Antes que nada se deben de conocer las propiedades del fluido que será almacenado. Dependiendo si el hidrocarburo sea ligero, pesado, si tiene alto contenido de impurezas (nitrógeno, ácido sulfhídrico, bióxido de carbono), se deberá construir con materiales especiales que resistan la corrosión y los cambios de estado dentro del tanque. Flujos volumétricos a ser manejados, máximos y mínimos. Se debe de conocer la producción del campo o yacimiento del cual se recibirán los fluidos para ser almacenados. Dependiendo de las producciones máximas o mínimas, se estimará el tiempo de residencia en el tanque. De esta forma se sabrá cuanto tiempo tiene disponible el tanque antes de ser llenado totalmente y si cuenta con la capacidad suficiente para cumplir con su objetivo. Temperaturas y presiones de las corrientes de entrada y salida del tanque. Es importante conocer las presiones de entrada y de salida del tanque, ya que se deben diseñar las líneas de llenado y vaciado, las válvulas de seguridad entre otros accesorios necesarios para el control de flujo de fluidos. La temperatura debe ser medida por dispositivos que cumplan con la normatividad y los rangos de medición Rango de operación de temperaturas y presión del tanque. . Las presiones pueden ir desde presiones atmosféricas hasta 15 Kg/ , y temperaturas desde las ambientales hasta bajo cero. Capacidad del tanque. La capacidad de los tanques va desde unos cuantos barriles, siguiendo por 500 hasta 20000 barriles, en la Tabla 1 se da un ejemplo de las capacidades de los tanques atmosféricos. Ubicación de la instalación (datos del viento y sísmica). El conocimiento del tipo de suelo, fases químicas, litología, proximidad de los mantos freáticos, cercanía a las poblaciones, temperaturas mínimas a máximas, son algunos factores que se analizan durante esta etapa. La velocidad y dirección del viento, al igual que la sismicidad, sus intensidades y frecuencias; son factores complementarios que se analizan para tener una ubicación segura de la instalación.

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Características asociadas de las tuberías del tanque. Las características de la tubería van de acuerdo con el diseño del tipo de tanque, al igual de las propiedades de los fluidos que serán almacenados. El diámetro nominal, si es acero al carbón con aleación o sin ella, dependen en gran medida de la revisión de los puntos anteriores, así como las propiedades de los fluidos y los flujos volumétricos de entrada y salida.

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Tanques adaptados para el almacenamiento.

Los tanques adaptados para el almacenamiento, se diseñan y se construyen con el fin de almacenar productos, tales como: -

Crudo GLP GNL PROPANO NORMAL BUTANO ISOBUTANO GASOLINA Y DISEL

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● GLP” GAS LICUADO DE PETROLEO (propano/butano o mezcla de ambos) El tanque esférico a Presión se utiliza, para el almacenamiento de derivados del hidrocarburo como el GLP. Se requieren condiciones de presión mayores a la atmosférica, son de forma cilíndrica vertical, con fondo plano y techo abombado. La razón de ser de estos tanques es que si se almacenara gas licuado a presión atmosférica se necesitaría que estuvieran a una temperatura cercana a los -42°C y esto complica el diseño de este tipo de recipientes. Por esta razón los tanques operan a 15 [Kg/cm2 ] de presión y a temperatura ambiente.

Este tanque es diseñado con una línea de llenado en la parte superior y una línea de purga en la parte inferior. Cuenta con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto en caso de siniestros, y con un sistema de doble lectura de niveles independientes. Este tanque se complementa con una instalación contra incendios (rociadores, monitores, inyección de espumas). El principio de trabajo del tanque esférico a presión es el siguiente:

1. El equipo trabaja en un estado de equilibrio líquido-vapor del fluido

almacenado en su interior. 2. Al ser vaciado parte del producto pasa a la fase vapor. 3. Durante el llenado el aumento de presión hace que el producto vuelva a

la fase líquida. 4. La presión es aproximadamente constante Para su transporte marítimo, los buques utilizan tanques a presión o instalaciones total o parcialmente refrigeradas, sus capacidades habituales oscilan entre los 3000 y los 25.000 m3.

Los productos pueden ser transportados a temperaturas de hasta -50ºC.. Entre sus mercados regulares, encontramos el Oeste de África, el Caribe, el Mar del Norte, etc. Son recipientes construidos de láminas de acero y soldados herméticamente para soportar presiones moderadas superiores a 2.1 [kg/cm2 ].

Los porcentajes de Ni en las aleaciones varían desde 0.50% para Gas Licuado de Petroleo (LPG) hasta 9% para Gas Natural Licuado (LNG), El GLP en gas es más pesado que el aire, por esto se mezcla con aire. El GLP tiende a hundirse hacia el suelo.

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● “GNL” GAS NATURAL El tanque interior es de acero inoxidable, diseñado para soportar las extremadas bajas temperaturas del GNL, y el exterior es de hormigón armado, impermeable a los vapores de gas natural que se pudieran producir como consecuencia de una hipotética fuga en el tanque interior. Entre ambos tanques existe un espacio rellenado de un material especialmente aislante que mantiene el GNL a la temperatura de -160ºC (es como un termo gigante).

Se usan Tanque Esférico presiones moderadas superiores a 2.1 [kg/cm 2 ]. Estos buques transportan sus productos en tanques esféricos refrigerados, de alta resistencia (construidos con acero y aluminio) a temperaturas de hasta -160ºC. Por lo general se trata de grandes buques, con una capacidad de transporte de entre 130.000 y 140.000 m3. Mercados habituales para estos buques son Indonesia, Malasia, Nigeria, Borneo, Alaska, Australia y Golfo Pérsico con destino a Japón, Corea, los Estados Unidos y Europa. ● PROPANO Tanque Esférico presiones moderadas superiores a 2.1 [kg/cm2] que a condiciones normales de presión y temperatura se encuentran en estado gaseoso. Estos tanques están diseñados para operar a presiones internas superiores a 103 kPa (15 lb/pulg²) manométricas. Para obtener liquido a Presiones atmosféricas la temperatura desde ser -42.04. Para temperatura ambiente a presión de 8 atmosfera.

● ISOBUTANO Para obtener líquido a Presiones atmosféricas la temperatura desde ser -11.72.

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Tanques adaptados para los procesos (tanques presurizados).

Entre los tanques almacenados adaptados par a los procesos tenemos: ●

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Criogénicos estacionarios Criogénicos Móviles

CRIOGÉNICOS ESTACIONARIOS

CRIOGÉNICOS MÓVILES - Camiones Criogénicos. - Buques metaneros.

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Camiones criogénicos. Los camiones Criogénicos pueden tener una capacidad de 20 a 22 Tn de GNL y se diferencian por: - Presión de Transporte: las mas comunes son de 2;4;7 bar. - Sistema de aislación térmica; Entre el tanque interno (de acero inoxidable)

y el externo (acero al carbono o Inox) se usa poliuretano, lana mineral, perlita, vacío o una combinación de ellos.

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Buques metaneros.

Los barcos metaneros se diferencian por el tipo de contenedores con que están equipados: a) Estructurales forman parte de la estructura del casco. b) Tanques independientes son independientes de la estructura del casco.

En el año 2002, el 59% de la producción mundial de petróleo se transportó en buques tanque; en ese mismo año la flota de petroleros representaba aproximadamente un 40% de la flota mundial de la marina mercante que en más de un 80% se encontraba a cargo de armadores independientes. Este importante crecimiento ha llevado a la construcción de buques de distinto tipo de acuerdo con los productos que transportan y su capacidad e idoneidad para cada tráfico. La nota que sigue muestra una pequeña introducción histórica y luego presenta las características de los distintos buques que hoy navegan por los mares del mundo, estos son: COASTAL TANKER (COSTEROS). Se trata de buques de hasta 16.500 DWT. Por lo general son utilizados en trayectos costeros, cortos y/o cautivos. • Pueden transportar petróleo crudo o derivado.

GENERAL PORPOUSE TANKER (MULTIPROPÓSITO). Desde 16.500 DWT hasta 25.000 DWT. Operan en tráficos diversos. Transportan petróleo crudo o derivados.

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HANDY SIZE TANKER. Se trata de módulos de 25.000 DWT hasta 30.000 DWT. Ejemplos de áreas de operación son el Caribe y la costa Este de los Estados Unidos o puertos del mar Mediterráneo y del Norte de Europa. Pueden transportar petróleo crudo o derivados.

PANAMAX. Su tonelaje puede variar entre los 55.000 DWT hasta los 80.000 DWT. En otros términos, poseen una capacidad que oscila entre los 350.000 y los 500.000 barriles de petróleo. El nombre de este módulo se debe a que, originalmente, las dimensiones de estos buques, cumplían con las máximas permitidas para su tránsito por el Canal de Panamá (unos 274 m de eslora, poco más de 32 m de manga y entre 12 y 13 m de calado). Se trata de buques que transportan petróleo crudo aunque también existen tráficos con cargamentos de derivados livianos (por ejemplo, Golfo Pérsico – Japón). En lo que respecta a petróleo crudo, como ejemplo de tráficos clásicos, podemos mencionar el Caribe, el mar Mediterráneo o el Norte de Europa. En el cabotaje de la Argentina es uno de los módulos utilizados usualmente para el embarque y transporte de crudo desde las terminales ubicadas en nuestra Patagonia.

AFRAMAX. El London Tanker Brokers´ Panel lo define como un módulo de 79.999 DWT, aunque usualmente se acepta un rango entre 75.000 DWT y 120.000 DWT, es decir, de 500.000 a 800.000 barriles de petróleo. Transportan petróleo crudo. Sus tráficos habituales incluyen cargamentos entre puertos ubicados en áreas como el Caribe, el mar Mediterráneo o el Golfo Pérsico.

SUEZMAX. Sus módulos van desde los 120.000 DWT hasta los 200.000 DWT. Transportan entre 900.000 y 1.200.000 barriles de petróleo crudo. En sus orígenes, su nombre estaba vinculado a que el módulo con su mayor carga cumplía con las máximas dimensiones permitidas para el tránsito por el Canal de Suez. Hoy en día navegan por ese canal buques de hasta 300.000 DWT. Su demanda se concentra en la costa Oeste de África con destino al Caribe, la costa Este de los Estados Unidos o el Norte de Europa y el Mar Negro.

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V.L.C.C. (VERY LARGE CRUDE CARRIER). Módulos desde los 200.000 DWT hasta los 320.000 DWT. En promedio, transportan dos millones de barriles. Por sus dimensiones se trata de buques que operan por lo general en terminales de mar adentro. Entre sus tráficos habituales, de largas distancias, cargan crudo en el Golfo Arábigo con destino a los Estados Unidos o puertos de la India y Asia.

U.L.C.C. (ULTRA LARGE CRUDE CARRIER). Sus módulos son todos aquellos cuyo porte es mayor a los 320.000 DWT (aproximadamente tres millones de barriles). Estos súper-tanques aparecen en el mercado a fines de los años ’60 y se afirman durante los años ’70. Se encuentran muy limitados para operar en aguas restringidas o poco profundas. Como en el caso de los V.L.C.C., son habituales los viajes largos. Sus tráficos más corrientes se realizan entre puertos del Golfo Arábigo y el Golfo de los Estados Unidos; también con puertos de Asia o la costa Oeste de África. Dentro de estos módulos, podemos mencionar al “Jahre Viking”. Se trata, por sus dimensiones, del buque petrolero más grande del mundo: 564.763 DWT, 458,5 m de eslora, 68,8 m de manga y 24,6 m de calado. Puede transportar aproximadamente hasta 650.000 m3 de crudo (unos 4,1 millones de barriles).

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Tambien se los clasifica por el tipo de union de las laminas (juntas).

Tanques Soldados: Son tanques para grandes capacidades que varían de 65 a 350000 BBL. Generalmente, están construidos con láminas de acero soldadas eléctricamente. Los tanques pequeños de hasta 250 BBL, pueden amarse en las mismas plantas de fabricación y luego ser transportados; mientras los más grandes deben armarse y soldarse en el mismo sitio donde se lo va a utilizar. Estos son muy fuertes y seguros contra escurrimientos, se usan en instalaciones permanentes ya que es muy difícil armar y desamar para transportarlos. Tanques atornillados o empernados: Son diseñados y acondicionados como elementos segmentados los cuales son montados en localidades para poder proporcionar un completo vertical, cilíndrico, encima del terreno. Los tanques empernados API estandarizados están disponibles en capacidad nominal de 100 a 10000BBL, diseñados a una presión atmosférica dentro de los tanques. Estos tanques ofrecen la ventaja de ser fácilmente transportados en cualquier localidad y levantados manualmente o sea que pueden ser usados en instalaciones provisionales ya que, pueden armarse y desarmarse fácilmente. Tanques remachados: Son tanques de acero muy grandes, que se usan para almacenar el petróleo en las concesiones y patios de tanques, la capacidad varía de 240 a 134000 BBL según las normas API. Los techos cónicos bajos usados en estos tanques tienen un declive de 19 mm en cada 300 mm y están soportados en columnas de acero estructural.

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Título: Tanque de 500 MB de crudo maya en Terminal Marítimo Pajaritos. Ubicación: Terminal Marítimo Pajaritos. Coatzacoalcos, Veracruz. Fluido Contenido: Crudo Maya Naturaleza del Proyecto: “Surgió con la finalidad de poder incrementar la exportación de crudo maya a diferentes destinos del golfo de México y del Caribe.”-PEMEX Especificaciones del Tanque: Capacidad Diámetro Altura Perímetro Superficie

500,000 barriles 85,344 metros 14,630 metros 268,12 metros 5720,35 metros cuadrados

¿Qué es una Terminal Petrolera? Es en donde va a ocurrir la distribución de la producción de hidrocarburos, estas están ubicadas en distinto puntos a lo largo del litoral marítimo y fluvial del país. En las terminales los tanques de almacenamiento se encuentran en los puntos más alejados, generalmente a una distancia mínima de 2,000 metros. Características del Crudo Maya:      

Gravedad °API: 21.0-22.0 Viscosidad (SSU 100°F) 320.00 Agua (100% Vol) 0.5; Azufre (% peso) 3.4 PVR (libras/pulg2) 6 Punto de escurriemiento (°F) -25 Sal (Lbs/1000Bls) 50

Tipo de Tanque: Tanque Atmosférico de Techo Flotante. Razón: Dicho tanque se utiliza para líquidos con presión de vapor mayor a 4 psia, y relacionando esto con la presión de vapor del crudo maya podemos darlo por cierto. También en una de las guías de tanques de almacenamiento de Pemex, esta nos menciona que: “Los líquidos inflamables se deben almacenar en tanques atmosféricos verticales de techo fijo con membrana interna flotante o en tanque atmosférico de techo flotante.”

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Ventajas de los tanques atmosféricos de techo flotante:   

Reducen las perdidas por vaciado y llenado, ya que se elimina o se mantiene constante el espacio para vapores. No ocurren daños en el techo si ocurre un sobre llenado. El techo flota sobre el líquido, por lo que se elimina el espacio para vapores.

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Existen más instrumentos y dispositivos que son parte del tanque, algunos colocados en el techo como medidas de seguridad y otros en la envolvente. Dependiendo de las necesidades con las cuales fue construido algunos elementos pueden cambiar de posición. En esencia estos son elementos básicos que son colocados en el techo y en la envolvente de los tanques. En el techo: -Válvula de presión - vacío: Su función es liberar el exceso de presión o vacío que se puede generar en el interior del tanque debido a los cambios de temperatura y a los movimientos de carga y descarga de líquido.

-Válvula de emergencia: Su función es liberar el exceso de presión que se puede generar en el interior del tanque debido a fuego externo. -Entrada de hombre: Permite el acceso del personal de mantenimiento por el techo del tanque, un ejemplo del diámetro de estos es de 24”. -Elemento de temperatura tipo sonda: Su función es medir la temperatura del aceite almacenado en el tanque.

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En la envolvente: -Cámaras de espuma contraincendios: Su función es la inyección superficial de espuma contraincendios.

-Puntos de inyección de espuma contraincendios sub-superficial: Están en la base del tanque y cuentan con puntos de inyección de espuma sub-superficial en caso de incendio.

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-Entrada de hombre: Su función es permitir el acceso del personal de mantenimiento por el casco del tanque, son bocas de aproximadamente 600 mm de diámetro para el ingreso al interior del tanque.

-Transmisor indicador de presión: Su función es medir la presión del líquido almacenado en el tanque. -Escaleras y plataformas: Medio por el cual permite al personal acceder al tanque para efectuar operaciones en este.

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-Base de Hormigón: se construye un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosivo de la chapa.

Determinación de numero de tanques de almacenamiento. Para determinar el número de tanques se toma en cuenta los siguientes puntos:

-

Costo del Barril almacenado.

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Flexibilidad operacional

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Perdidas por evaporación.

-

Seguridad operacional.

-

Mantenimiento e inspección.

-

Exigencias de servicio.

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La Instrumentación Industrial es una mezcla de nociones que nos ayudan a convertir, transmitir, revisar o registrar variables de un proceso para mejorar los recursos utilizados en éste. También es la aplicación adecuada de los equipos de medición, transformación u observación de una variable del proceso productivo. Un sistema de instrumentación industrial es una estructura que reúne un conjunto de instrumentos que se encargan de automatizar el proceso y de garantizar la repetibilidad de las medidas, nos ayuda a transformar una variable física de interés en una forma apropiada para registrarla, visualizarla o detectarla, a esto se le llama medición. Así decimos que la medición es por lo tanto, una acción de asignar un valor específico a una variable física, es decir cuantificar esta variable en unidades de medida como: amperes, volts, grados centígrados, pascales, litros, etc. La parte más importante de un sistema de instrumentación industrial es el elemento sensor, siendo su función la de percibir y convertir la entrada percibida por dicho sensor en una variable de la señal de salida. Este sensor es un elemento físico que utiliza algún fenómeno natural para sensibilizar la variable medida; el transductor convierte la información sensibilizada en una señal detectable que puede ser óptica, eléctrica, mecánica, etc.

MEDICIÓN DE TEMPERATURA En el pasado (y hasta cierto punto en el presente), se podían ver tanques de almacenamiento con solo un sensor de temperatura montado en la pared del tanque, cerca del fondo del tanque. Este tipo de disposición no mostrará un valor representativo de la temperatura general del producto, ya que todos los tanques de almacenamiento mostrarán un gradiente de temperatura considerable desde la parte superior hasta el fondo. En cierta medida, esto puede minimizarse mediante la agitación del producto, pero la agitación no es lo deseado en la mayoría de los casos ya que aumentará la evaporación en o desde el tanque. Las cifras con respecto a qué diferencia de temperatura se puede esperar en un tanque cilíndrico normal que ha sido asentado se encuentran en el rango de 1-4 °C en una dirección vertical. Los productos fríos tendrán una densidad más alta y, por lo tanto, terminarán en el fondo del tanque. A menudo se debatió el gradiente de temperatura en una dirección horizontal, pero en condiciones normales, los documentos API

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indican que la diferencia de temperatura horizontal en un tanque de almacenamiento es inferior a 0,5 °C.

Estándar API El API MPMS capítulo 7.3 “Determinación de la temperatura – Sistemas automáticos fijos de temperatura de tanques” se lanzó en 2011 y describe los métodos, los equipos y los procedimientos para determinar las temperaturas del petróleo y de los productos petrolíferos en condiciones estáticas utilizando un método automático. Se brindan pautas para los requisitos de diseño y de los equipos y, entre otras cosas, se recomiendan detectores de resistencia de la temperatura (RTD) y el uso de sensores promediadores multipunto para aplicaciones de transferencia de custodia. Proporciona requisitos de instalación y precisión y sugiere procedimientos para la inspección y verificación de un sistema automático de termómetro de tanques (ATT) completo.

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Ubicación de elementos de punto Para lograr una buena representación de la temperatura promedio en un tanque cilíndrico vertical, los puntos de temperatura deben colocarse de forma pareja con intervalos de al menos 2 a 3 m. Para evitar la posible influencia de la temperatura de la tierra, el punto más bajo debe colocarse aproximadamente a 1 m del fondo del tanque. Además, para evitar la influencia de la temperatura ambiente, el sensor debe estar instalado por lo menos a 1 m de la pared del tanque y cerca de una escotilla de medición a los fines de la verificación.

Corrección de la altura del tanque La mayoría de los medidores de nivel miden la distancia desde su posición de montaje hacia abajo hasta la superficie del líquido (medición de volumen vacío) y calculan el nivel restando el volumen vacío de la altura de referencia (la distancia desde el punto de montaje del medidor de nivel hasta la placa de referencia). Este cálculo mostrará un error si esta distancia no es constante; o sea, el nivel variará con el cambio en la altura de referencia. Un tipo de cambio que es fácil de compensar es la expansión/contracción térmica de la pared del tanque o del tubo tranquilizador. Con un sensor de temperatura multipunto instalado desde la parte superior del tanque hacia abajo hasta el fondo, puede estimarse un valor de temperatura promedio de la pared del tanque o del tubo tranquilizador. En este caso, todos los elementos de temperatura individuales se utilizan para el cálculo de la temperatura promedio, y puede aplicarse una corrección en la altura de referencia en función de la expansión térmica del acero al carbono (10-12 ppm/ °C).

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SENSORES ADICIONALES Para la mayoría de las necesidades de la medición de tanques, la medición de nivel y las mediciones de temperatura son suficientes para realizar los cálculos de volumen requeridos. Sin embargo, en muchos casos, se agregan sensores para la medición de densidad observada y nivel de agua libre en el fondo del tanque. Sistema híbrido de medición de tanques El nombre “sistema híbrido de medición de tanques” proviene del hecho de que es una combinación de un sistema tradicional de medición de tanques y un sistema de medición hidrostática de tanques (HTG). Existen dos casos principales de uso para un sistema híbrido donde el usuario está interesado ya sea en la masa o en la densidad (o ambas). La mayoría de los usuarios de sistemas híbridos en la industria del petróleo están interesados en medir la densidad en línea ya que el cálculo de volumen transferido (volumen estándar) requiere medición de nivel, temperatura y densidad. El sistema híbrido hace que sea posible evitar la medición manual de densidad en tanques, que es una tarea manual intensiva y suele relacionarse con graves errores de medición si no se realiza adecuadamente. Para poder calcular la densidad, un sistema híbrido, por lo tanto, tiene un sensor de presión si el tanque tiene presión atmosférica, y dos sensores de presión si el tanque no está libremente ventilado. Con un sistema híbrido, la densidad se calcula utilizando la altura de la columna de líquido por encima del sensor PI dada por el medidor de nivel. En este caso, se recibe un valor de densidad más preciso, que representa la densidad total del producto.

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Medición de densidad y medición híbrida de tanques Un sistema híbrido de medición de tanques mide tanto el nivel como la presión. El resultado de un sensor de presión se utiliza en combinación con el valor de nivel del medidor del tanque. A partir de estas dos variables, la densidad observada del contenido del tanque puede calcularse en línea. El estándar API MPMS Capítulo 3.6 describe el uso de la medición híbrida de tanque y cómo se calcula la densidad. En un tanque ventilado abierto, con un techo fijo o flotante, se utiliza un solo sensor de presión (P1). Si existe presión en el tanque por inertización o por otra fuente, se requiere un segundo sensor de presión (P3).

Sensores de presión utilizados en la medición híbrida de tanques La precisión de la densidad observada calculada depende del rendimiento de los sensores de presión utilizados. Debido a las características del sensor de presión, la precisión de densidad varía sobre el span de nivel en el tanque. La precisión de densidad más alta se logra a niveles altos de líquido. La precisión se reduce cuando el nivel del tanque está cerca del sensor P1. Existe un determinado nivel de corte, lo que significa que las mediciones de densidad están inhibidas por debajo de este punto. Solo deben utilizarse los sensores de presión más exactos para la medición híbrida de tanques. La precisión requerida se encuentra en el rango de 0,035% de span.

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Consideraciones de instalación Para obtener el mejor rango y la mejor precisión, el sensor P1 debe ubicarse en un punto lo más bajo posible en el tanque. Sin embargo, la ubicación no debe ser tan baja que la interferencia proveniente del agua libre y el sedimento provoque problemas de medición. Generalmente, el sensor P1 se encuentra montado en un nivel entre 0,5 y 1 metro desde el fondo del tanque. El sensor de presión también debe instalarse con una válvula de bloqueo de manera que el sensor pueda ser retirado y reparado. El sensor P3 se encuentra ubicado en la parte superior del tanque por encima del nivel de líquido más alto.

Medición de nivel de agua libre Los tanques de almacenamiento de petróleo pueden acumular agua en el fondo. Las fuentes de esta agua pueden ser la condensación de humedad del aire que ingresa por la ventilación a medida que se vacía el tanque o agua de lluvia que ingresa al tanque de forma accidental. Asimismo, puede haber ingreso de agua en el producto antes de que se llene el tanque. Esto es frecuente en tanques de petróleo crudo y puede causar problemas si el nivel de agua es muy alto. Para evitar esto, el agua libre debe drenarse del tanque. Como norma general, el contenido de agua debe mantenerse al mínimo. Para hacer un seguimiento del nivel de agua libre, se utilizan los sensores conectados al sistema de medición del tanque siempre que son necesarios. Asimismo, la información del nivel de agua libre se utiliza en el cálculo de inventario para lograr evaluaciones adecuadas del volumen del producto. El sensor de nivel de agua es un sensor de interfaz que determina la línea entre el agua y el hidrocarburo por encima de esta, lo que puede ser una tarea muy exigente. En tanques con petróleos blancos refinados, el corte entre el agua y el petróleo suele estar bien definido y ser fácil de medir, pero en tanques con petróleos negros o petróleo crudo, la interfaz tiende a ser un área de emulsión, lo que hace que el corte sea difícil de definir. Los sensores de nivel de agua basados en capacitancia generalmente se utilizan en combinación con los otros componentes de un sistema de medición de tanques. El sensor de capacitancia está generalmente integrado con el sensor de temperatura. Esto permite que la unidad del sensor de nivel/temperatura combinados pueda estar instalada en solo una abertura del tanque de 50 mm (2 in) o más.

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ARQUITECTURA DEL SISTEMA El objetivo principal de la arquitectura del sistema de un sistema de medición de tanques es enrutar la información del tanque desde los tanques de almacenamiento a los usuarios de una manera rápida y fiable. Los sistemas modernos de medición de tanques utilizan arquitecturas abiertas y protocolos de comunicación estandarizados. Un usuario de estos sistemas no estará condenado a una situación de una sola fuente y tendrá muchas opciones cuando seleccione instrumentos.

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Cableado de tanques Los instrumentos en el tanque necesitan energía y un enlace a la sala de control. En muchos casos, esto se realiza mejor a través de un bus de campo local de instrumentos intrínsecamente seguro. El uso de cableado intrínsecamente seguro en el tanque ofrece beneficios de seguridad. Generalmente, el bus del tanque se conecta y se alimenta a través de una unidad de comunicación/ alimentación en el lateral del tanque.

Redundancia de la comunicación La disponibilidad de la información del tanque es de importancia crítica para la operación de tanques de almacenamientos ocupados. La falta de información del tanque puede apagar rápidamente los movimientos de petróleo de los tanques de almacenamiento. Para establecer la alta disponibilidad de la información, pueden aplicarse diferentes soluciones de redundancia. Entre estas opciones se incluyen las siguientes:

• • • • •

Redundancia de medición utilizando más de un medidor por tanque Redundancia del bus de campo utilizando capas de comunicación múltiples o diferentes para los buses de campo Redundancia del gateway con cables redundantes y gateways inalámbricos Interruptor de red y redundancia de la red Redundancia de la interfaz de usuario

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CONFIGURACIONES TÍPICAS DE LA MEDICIÓN DE TANQUES Tipos de tanques Tanque de techo fijo

Tanque de techo flotante

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Tanque esférico presurizado

Tanque horizontal presurizado

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Sistema de medición de tanques

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La medición de tanques es la medición de líquidos en grandes tanques de almacenamiento con el fin de cuantificar el volumen y la masa del producto en los tanques. La industria de gas y petróleo generalmente utiliza evaluaciones volumétricas estáticas del contenido del tanque. Esto involucra las mediciones de nivel, temperatura y presión. Los sistemas modernos de medición de tanques digitalizan la medición del tanque y transmiten digitalmente la información del tanque a una sala de control en donde la información de la masa y del volumen del líquido se distribuye a usuarios de los datos del inventario. La medición de tanques requiere la comunicación fiable de datos a través de grandes redes de transmisión de datos de campo, a menudo tanto cableadas como inalámbricas. Las soluciones de comunicación suelen necesitar ajustes de redundancia en los buses de campo, los concentradores de datos, los componentes de red y los servidores de red. Asimismo, los sistemas de medición de tanques deben ser capaces de calcular masa y volúmenes del producto de acuerdo con los estándares de la industria.

El sistema de información/software de medición de tanques debe realizar muchas funciones diferentes como interfaz de operador, control de lotes, generación de informes, funciones de alarma, conectividad a sistemas host etc. La medición de nivel de tanques es una ciencia de ingeniería de sistemas que cubre muchas áreas de la tecnología.

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La medición de tanques se necesita siempre que existen líquidos almacenados en grandes tanques. Dichos tanques de almacenamiento se encuentran en los siguientes sitios: • Refinerías • Industria petroquímica • Terminales de distribución • Terminales de tuberías • Depósitos de combustible • Almacenamiento de combustible en aeropuertos • Almacenamiento de productos químicos

La información de un sistema de medición de tanques se utiliza para muchos fines diferentes. Los más comunes son los siguientes: • Operaciones y movimiento de petróleo • Control de inventario • Transferencia de custodia • Balance de masa y control de pérdidas • Conciliación de volumen • Prevención de sobrellenado • Detección de fugas Para que los tanques de almacenamiento funcionen de manera segura y eficiente es importante saber exactamente qué es lo que sucede dentro de los tanques. El

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sistema de medición de tanques debe proporcionar, en todo momento, información al instante sobre lo siguiente: • Cuánto líquido hay en el tanque • Cuánto espacio disponible queda en el tanque • A qué variación de nivel el tanque se está llenando/descargando • Cuándo el tanque alcanzará un nivel peligrosamente alto • Cuándo el tanque se enfriará a un caudal de la bomba determinado • Cuánto tardará una transferencia de lote determinada

Asimismo, el funcionamiento requerirá que el sistema de medición de tanques emita alertas y alarmas antes de que se alcance un nivel preestablecido o un nivel de tanque peligrosamente alto. Las operaciones y el movimiento de petróleo dependen de información de tanques fiable y de disponibilidad inmediata. Una pérdida de los datos de medición del tanque interrumpirá gravemente las operaciones con tiempo crítico y las transferencias de producto, lo que puede dar lugar a desconexiones no programadas.

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La medición manual se puede realizar en la mayoría de los tanques atmosféricos. Generalmente, se usa una cinta fabricada con acero inoxidable con una pesa al final de la cinta graduada en milímetros o fracciones de pulgadas. La cinta se utiliza para medir volumen vacío o volumen inferior (nivel de líquido). -

El volumen vacío es la distancia entre el punto de referencia del tanque hasta la superficie del líquido. Luego, el nivel del tanque se calcula tomando la altura de referencia menos el volumen vacío medido. Las mediciones de volumen vacío suelen utilizarse en líquidos más pesados como petróleo negro y el petróleo crudo.

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Para una medición manual adecuada y precisa, se requiere una cinta recientemente calibrada y de alta calidad. En tanques calentados, es posible que sea necesario calcular la expansión térmica de la cinta para obtener una buena exactitud de medición.

Los medidores automáticos de tanques empezaron a aparecer en la década de 1930. En este diseño, se conecta una gran boya dentro del tanque con una cinta metálica. La cinta está conectada a un motor de resortes y a un indicador numérico mecánico en el extremo inferior de la parte externa del tanque a través de un sistema de poleas. No se requiere energía externa para un medidor de boya, el movimiento del nivel de líquido acciona todo el mecanismo. Para la monitorización remota, el medidor de boya puede incluir un transmisor. El transmisor envía los valores de nivel del tanque a través de los cables de señal a la sala de control. El rendimiento de precisión de un medidor de boya suele ser bajo. Existen muchas fuentes de error como diferencias de flotabilidad, banda muerta, juego e histéresis Tanques de almacenamiento

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en los mecanismos. Si ocurre algún problema con la boya, la cinta o los cables guías, es necesario realizar trabajo de mantenimiento dentro del tanque. No se pueden realizar mediciones con el medidor de boya mientras se espera la reparación. El medidor de boya es un dispositivo relativamente simple, pero tiene muchas partes móviles que requerirán mantenimiento y reparación durante su vida útil.

En la década de 1950, el desarrollo de la mecánica y la electrónica dio lugar al medidor de servo. El desplazador tiene flotabilidad, pero no flota en el líquido. El desplazador debe estar suspendido de un cable delgado que está conectado al medidor de servo en la parte superior del tanque. Un sistema de pesaje en el medidor de servo detecta la tensión en el cable, señales del mecanismo de pesaje controlan un motor eléctrico en la unidad de servo y hacen que el desplazador siga los movimientos del nivel del líquido. Un transmisor electrónico envía la información de nivel a través de buses de campo a la lectura en la sala de control. Un medidor de servo recientemente calibrado puede cumplir con los requerimientos de precisión de la transferencia de custodia. Sin embargo, el medidor de servo tiene muchas partes móviles y el desplazador y el cable están en contacto con el líquido del tanque. Por consiguiente, los medidores de servo requieren atención en la forma de calibración, reparación y mantenimiento de rutina. El servo mediante la medición de la tensión del cable es posible medir la densidad del líquido en varios niveles en el tanque. Cuando se lleva a cabo la detección del fondo del agua, el desplazador desciende hasta que toca el nivel de agua libre en el fondo del tanque. Ambas acciones pueden crear acumulación de suciedad en el cable, el desplazador y el tambor de cable, creando, con el tiempo, un problema de mantenimiento.

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Los primeros medidores de tanques por radar se desarrollaron a mediados de la década de 1970. Las primeras versiones fueron fabricadas para instalaciones en buques cisterna marítimos. Un medidor de nivel por radar no tiene partes móviles y no requiere mantenimiento regular. Los dispositivos por radar no requieren contacto directo con el líquido. Esto hace que sea posible utilizar un medidor por radar en una amplia variedad de líquidos desde asfalto pesado calentado a gases licuados criogénicos como el gas natural licuado (GNL). Un buen medidor de tanques por radar puede fácilmente proporcionar medición fiable durante más de treinta años. Para cumplir con los requisitos de alto rendimiento de la precisión de la transferencia de custodia en las aplicaciones de medición de tanques, los dispositivos por radar generalmente utilizan el método de procesamiento de señales de onda continua de frecuencia modulada (FMCW). Algunas veces se conoce al método FMCW con el nombre de “Pulso sintetizado”.

La FMCW es capaz de proporcionar una precisión de medición de nivel de instrumentos de menos de un milímetro en un rango de más de 50 metros.

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Un medidor de tanque por radar debe poder proporcionar la más alta precisión cuando se monta en aberturas existentes del tanque. En un tanque de techo fijo, las aberturas adecuadas para la medición del tanque se encuentran normalmente en el techo cerca de la pared del tanque. Esta posición es ideal gracias a la estabilidad que proporciona la pared del tanque y el mínimo de flexión del techo como resultado. Un medidor de tanque por radar debe poder proporcionar la más alta precisión aun cuando se coloca cerca de la pared del tanque. Las antenas con haz de microonda estrecho son las más adecuadas para dichas ubicaciones de tanque muy próximas a la pared. Cuanto más grande sea la antena, más estrecho se torna el haz de microondas.

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Se basa en la emisión de un impulso ultrasónico una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque. La medición se hace desde el exterior del tanque. Los sensores trabajan a frecuencias cercanas a 20 KHz. Estas ondas atraviesan el medio ambiente de gases o vapores con cierto amortiguamiento y se reflejan en la superficie del solido o del líquido.

El contrapeso se mueve en sentido contrario al flotador por una regleta calibrada. Sus características principales son: -

Fácil lectura a distancia Componentes sencillos y durables Flotante de gran empuje, soporte espumas y líquidos sucios. Cable de transmisión de alta flexibilidad Su instalación en tanques abarca desde 2 metros hasta 15 metros de altura.

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Se hace pasar por un tubo (sumergido en el depósito hasta el nivel mínimo, un pequeño caudal de aire o gas inerte hasta producir una corriente continua de burbujas. La presión requerida para producir el flujo continuo de burbujas es una medida de la columna de líquido.

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“TESIS - ACTUALIZACIÓN DEL MÓDULO ÓLEO DEL SISTEMA CENTINELA APLICANDO LA NORMA API PARA EL CÁLCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO, EN LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO PRESENTES EN LOS PATIOS DE TANQUES Y TERMINALES DE EMBARQUE DEL ORIENTE DE VENEZUELA.”

RAMON A. LOPEZ M. 

“TESIS - MEDICION ESTÁTICA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO.”

CANO MAYREN ISAAC ALBERTO 

“CURSO - TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS.”

UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO, FACULTAD POLITECNICA 

Hägg, L. y Sandberg, J. (2017). La guía del ingeniero para la medición de tanques. EMERSON. https://www.emerson.com/documents/automation/la-gu%EDa-del-ingeniero-para-la-medici%F3n-detanques-es-es-4261176.pdf

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file:///C:/Users/CASA/Downloads/30VE2005X0016.pdf

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http://www.pemex.com/comercializacion/productos/HDS/petroleo/HDS%20Crudo%20Maya.pdf

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http://www.cucba.udg.mx/sites/default/files/proteccioncivil/normatividad/NRF-015-PEMEX-2008-F.pdf

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http://www.ingenieriadepetroleo.com/tipo-tanques-de-petroleo/

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https://prezi.com/4ua3at4h0myr/tanque-de-almacenamiento-a-presion/



http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCION/CAPITULO%20IV.pdf

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https://es.slideshare.net/erickoyolabayona/75258159-transporteyalmacenajedehidrocarburos

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https://petrowiki.org/Oil_storage

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http://alloiltank.com/crude-oil-storage-tanks/

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