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• Karen Alejandra Nina Rios

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TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE CRUDOS 1. INTRODUCCIÓN AL TRANSPORTE DE FLUIDOS Al comienzo de la era petrolera, cuando comenzó a desarrollarse esta industria, no existían los suficientes medios ni instalaciones apropiadas para la transportación del petróleo, pero estas dificultades no fueron más que un incentivo para poner a funcionar todo el ingenio y la creatividad humana. En muy poco tiempo las empresas siderúrgicas centraron su atención en el almacenamiento y el transporte del petróleo y comenzaron a fabricar tubos, bombas, recipientes de metal y muchos otros instrumentos y equipos necesarios para esta actividad. Al principio la transportación se hacía mediante una gran variedad de barriles de madera de diferentes volúmenes los cuales eran utilizados en dependencia del contenido líquido o sólido. En 1866, universalmente se adoptó la llamada “regla de Virginia Occidental”, la cual establecía el barril para cargar petróleo como un recipiente hermético capaz de contener 40 galones y una ñapa de “dos galones más a favor del comprador”. Esta regla se mantiene hasta la actualidad, sin embargo ya no se utiliza el barril de madera para este menester, solamente es usado como símbolo y referencia de volumen de la industria petrolera. Hoy en día existen una gran cantidad de recipientes para envasar el petróleo y los derivados, entre ellos está el barril metálico el cual se usa para envasar aceites, lubricantes, asfaltos y determinados combustibles. Los medios de transporte de la nueva industria fueron evolucionando y desde los campos petroleros cercanos a los ríos, comenzaron a tenderse oleoductos que recorrían cortas distancias hasta llegar a las primeras terminales. Allí el petróleo se embarrilaba y se transportaba por vía fluvial hasta el sitio de destino.

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Para la transportación terrestre, durante algún tiempo, resultó muy beneficioso el ferrocarril pero finalmente se llegó a la conclusión de que los oleoductos eran la manera más práctica y eficiente para este tipo de transportación. En la medida en que aumentaba la producción petrolera las empresas que desarrollaban medios de transporte para este sector, se veían forzadas a mejorar su sistema de seguridad y capacidad de carga, tanto por las exigencias del mercado como por la ardua competencia que se estableció entre las empresas transportadoras fluviales, terrestres y marítimas.

Durante la segunda guerra mundial (período de 1939 a 1945) la situación exigió un gran esfuerzo por parte de la ciencia y la técnica puestas al servicio del negocio petrolero. Fue en este momento que se fabricaron tuberías de gran diámetro para el tendido de oleoductos y poliductos que recorrerían grandes distancias en los Estados Unidos. También el transporte de crudos a través de los ferrocarriles aumentó cuantiosamente su capacidad, llegando a descargar en un solo punto del estado de Pennsylvania diariamente, un aproximado de 332.500 barriles de petróleo. En las áreas de combate se ubicaban tuberías livianas y de pequeño diámetro, las cuales sin embargo eran capaces de mantener suficiente suministro de combustible para las tropas. Se diseñaron tambores y tanques especiales, de goma, de caucho y de metal liviano en función de las necesidades del momento. Para el transporte fluvial también existió un reto el cual consistió en la construcción de lanchones, barcazas y gabarras con un diseño que respondiera a los nuevos requerimientos. El transporte marítimo también dio un salto con el tanquero T-2, de 138.500 barriles de capacidad. Este tanquero marcó las pautas para los posteriores adelantos que años más tarde experimentaría este sector de la transportación petrolera.

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Los constantes retos planteados a causa del vertiginoso crecimiento de la industria petrolera, los momentos históricos atravesados y el fuerte mercado competitivo de la industria petrolera, condujeron a la obtención de importantes logros en el transporte de hidrocarburos. Actualmente los principales medios utilizados en esta industria los constituyen los gasoductos, los oleoductos y los tanqueros. 2. PRINCIPALES SISTEMAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO Los oleoductos El despacho y recibo diario de grandes volúmenes de petróleo pesado, extrapesado, mediano o liviano, hoy en día se hace a través de los oleoductos que van desde los campos petrolíferos hasta las refinerías y/o terminales. Estos oleoductos pueden salvar cortas, medianas o grandes distancias, incluso pueden ir de un país a otro. En la industria petrolera, el diámetro, la capacidad y la longitud, tanto de los oleoductos como de los gasoductos, puede variar entre los miles de kilómetros, cientos de milímetros de diámetro y millones de metros cúbicos diarios de capacidad. Los oleoductos transportan crudos de manera ininterrumpida, todo el día, todo el año facilitando el intercambio mercantil. Por otro lado ofrecen precios con los que otros medios de transporte no pueden competir. La tecnología moderna ha permitido que existan oleoductos submarinos que garantizan el transporte a tierra desde los yacimientos que se encuentran costafuera. Estos oleoductos son muy seguros aun cuando se trata de recorrer grandes distancias. Cuando se conectan varios oleoductos entre sí se forma un sistema o red de oleoductos que brinda un servicio de transporte regional, nacional o internacional. También se transportan sólidos como el carbón por tuberías. Las empresas que han experimentado con éxito este nuevo diseño llamado “carboducto”, utilizan un medio líquido que puede ser agua, para que el carbón fragmentado se desplace en suspensión. Esta tecnología facilita el despacho de grandes volúmenes de sólidos a largas distancias en un tiempo y costo favorables.

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Los gasoductos El gas es un componente esencial de los hidrocarburos que presenta sus propias características que difieren de las del petróleo, por lo tanto, las instalaciones para el almacenamiento y transportación del mismo deben tener sus propias normas de control y eficiencia que garanticen, entre otras cosas, la seguridad en esta actividad. También la tecnología de diseño y el funcionamiento de los gasoductos son diferentes a las de los oleoductos. El gas es un componente esencial de los hidrocarburos que presenta sus propias características que difieren de las del petróleo, por lo tanto, las instalaciones para el almacenamiento y transportación del mismo deben tener sus propias normas de control y eficiencia que garanticen, entre otras cosas, la seguridad en esta actividad. También la tecnología de diseño y el funcionamiento de los gasoductos son diferentes a las de los oleoductos. En cuanto a la recolección, si el gas producido viene con petróleo, se conecta un número de pozos a una estación de flujo, donde es separada la mezcla de gas y petróleo. Dependiendo de la extensión del campo será la cantidad existente de estaciones de flujo, ya que la distancia entre el pozo y su correspondiente estación debe permitir que el flujo se efectúe por la propia presión del pozo. El gas separado en la estación se mide y recolecta para pasar por plantas de tratamiento y acondicionamiento. Luego es comprimido a la presión requerida y finalmente comienza a ser transmitido a través del gasoducto. Si la producción de gas proviene de un yacimiento puramente gasífero, es posible que los pozos puedan producir individualmente miles de metros cúbicos diarios, lo cual significa que para asegurar el volumen de gas necesario para abastecer el gasoducto, sólo un número de pozos bastará. Cuando esto sucede se simplifican los aspectos de recolección, manejo, tratamiento y acondicionamiento del gas en el campo. Para enviar el gas de un sitio a otro, es necesario que éste tenga suficiente presión, si no fuera así será necesario imprimirle esta presión utilizando los compresores, que son unas máquinas diseñadas especialmente para esto. En nuestra vida diaria utilizamos compresores cuando queremos llenar de aire las llantas de las bicicletas o cuando aplicamos una inyección con una jeringa. La compresión también se utiliza en el gas que llega a nuestro hogar. Los campos petroleros de donde proviene el gas que llega a nuestra casa quedan a mucha distancia de la ciudad, por lo tanto, a este gas se le imprime alta presión para transmitirlo. En un tramo específico del gasoducto, se le vuelve a imprimir presión por compresión para que continúe fluyendo a determinada velocidad y volumen, hasta que finalmente llega a un punto donde el gasoducto se une a la red de distribución de gas de la ciudad.

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Al entrar el gas en la red de distribución comienza a regularse su presión para que todos los sectores puedan aprovecharlo de igual manera. Cuando el gas llega a nuestro hogar, entra con muy baja presión, y aún va a ser regulada a través de los controles que tienen los equipos que funcionan a gas como son la cocina y los calentadores de agua, entre otros. Los tanqueros Durante el período de 1920 a 1940 la producción de la industria petrolera sostuvo un incremento que requirió una flota mayor de tanqueros para la actividad. Siendo así que al comienzo de la Segunda Guerra Mundial (1939 -1945), la flota mundial de tanqueros tenía una capacidad de 11.586.000 toneladas, lo que se traduce en el 16,9% del total de la flota marítima mundial. No obstante, el salto mayor se dio durante la Segunda Guerra Mundial al construirse con éxito el nuevo T-2, el cual ha servido de referencia y punto de comparación para los que se han construido después. Al terminar la Segunda Guerra Mundial se restablecieron las relaciones comerciales y la industria petrolera retomó sus operaciones. El petróleo constituyó en este momento histórico un elemento fundamental en la reconstrucción de los países más afectados por la guerra. La producción y exportación de Venezuela tomaron importancia, y la transportación marítima exigió mejores y mayor cantidad de buques. El tanquero tipo T-2 desapareció paulatinamente y quedó como buque de referencia. En la nueva etapa se construyeron buques más modernos y de mayor tonelaje, estos se llamaron “supertanqueros”. En 1979 se construyó un buque con capacidad de almacenaje tope de combustible de 13.951 toneladas, este gigantesco buque equivale a 35,3 tanqueros del tipo T-2. Actualmente existe variedad para satisfacer los requerimientos de tonelaje específico y tipos de carga. Hay tanqueros de pequeña capacidad (menos de 6.000 TPM) y otros de más de medio millón de toneladas. En la actividad de transporte marítimo petrolero existen tanqueros para llevar carga seca/petróleos, minerales/petróleo, metaneros, asfalteros, y tanqueros requeridos para productos de la petroquímica. Cuando la carga la constituye petróleo crudo y productos negros se denomina “sucia”, y cuando se trata de gasolinas y destilados se identifica como “carga limpia”.

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GASODUCTOS

OLEODUCTOS

TANQUEROS

Camiones cisterna Para llevar los combustibles a las estaciones de servicios hay más de 2.000 camiones cisternas en circulación. Estos camiones están reequipados y modernizados, de acuerdo a las exigencias de seguridad y protección ambiental vigentes. El camión que se muestra, por ejemplo, fue especialmente diseñado para transportar 38.000 litros de combustible; carga los líquidos desde su parte inferior, está dotado de sistemas especiales para la recuperación de gases y posee dispositivos electrónicos especiales que permiten medir permanentemente la carga de

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combustibles recibida, en tránsito y despachada. Las compañías petroleras de Argentina están impulsando, con flotas propias de estas características, la renovación total del parque de camiones en circulación.

3. NORMAS PARA EL TRANSPORTE DE DE PETRÓLEO LEGISLACION � Ley N° 24.449 - Tránsito y Seguridad Vial. � Decreto 779/95 – Decreto Reglamentario. Anexo S - Reglamento General para el Transporte de Mercancías Peligrosas por Carretera. � Resolución N° 195/97 – Normas Técnicas para el Transporte Terrestre. RESOLUCIÓN 195/97 � Clasificación de las Mercancías Peligrosas � CLASE 1: Explosivos � CLASE 2: Gases � División 2.1: Gases Inflamables � División 2.2: Gases No Inflamables. No Tóxico � CLASE 3: Líquidos Inflamables RESOLUCIÓN 195/97 � CLASE 4.1: Materias Sólidas No inflamables � CLASE 4.2: Materias que pueden experimentar inflamación espontánea. � CLASE 4.3: Materias que en contacto con el agua desprenden gases inflamables. � CLASE 5.1: Materiales comburentes � CLASE 5.2: Peróxidos Orgánicos RESOLUCIÓN 195/97 � CLASE 6.1: Materias Tóxicas � CLASE 6.2: Materias Infecciosas � CLASE 7: Materias radiactivas � CLASE 8: Materias Corrosivas � CLASE 9: Materias y Objetos Peligrosos Diversos. RESOLUCIÓN 195/97 ANEXO I � CAPÍTULO I: Clasificación y Definición de las clases de las Mercancías Peligrosas. � CLASE 3 – LIQUIDOS INFLAMABLES

ANEXO S � Artículo 5°: La SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES es el Organismo designado como Autoridad de Aplicación para la reglamentación y control de normas específicas relacionadas con el transporte por cisternas de mercancías peligrosas, en lo concerniente a combustibles líquidos derivados del petróleo.

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ANEXO S � Artículo 5°: La SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES es el Organismo designado como Autoridad de Aplicación para la reglamentación y control de normas específicas relacionadas con el transporte por cisternas de mercancías peligrosas, en lo concerniente a combustibles líquidos derivados del petróleo. � Disposición SSC N° 90/97 – Prórroga presentación certificación ISO 9000 del fabricante proyectista. � Disposición SSC N° 144/98 – Prórroga de plazos de vencimiento para realización de los ensayos. � Resolución S.E. N° 404/94 � Registro de Profesionales y Empresas Auditoras de Seguridad. DISPOSICION SSC N° 76/97 � ARTICULO 1°.- Incorpórase como punto d) del artículo 7° de la Resolución de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 404 de fecha 21 de diciembre de 1994, el rubro “Tanques Cisterna para el Transporte por la Vía Pública de Combustibles Líquidos y Gases Licuados Derivados del Petróleo”. � Alcance Todo tanque cisterna destinado al transporte por automotor de combustibles líquidos, de capacidad igual o superior a 450 litros, deberá someterse a la inspección periódica de sus elementos constitutivos y componentes, con la periodicidad y conforme a las especificaciones técnicas que se detallan en la Disposición. NORMATIVA APLICABLE NORMA ADR � Alcance � Esta norma tiene por objeto regir la construcción, habilitación, operación y reparación de las unidades afectadas al transporte internacional de Mercancías Peligrosas por Carretera. ACREDITACIÓN � Fabricación de acuerdo a la Norma ADR. � Certificación ISO 9000 del fabricante o proyectista. DISPOSICION SSC N° 76/97 � ANEXO I � Consideraciones Técnicas. � ANEXO II � Croquis de Protectores ANEXO I � CAPITULO I: Especificaciones Técnicas. � CAPITULO II: Protocolo de Inspección de Tanques Cisternas. � CAPITULO III: Inspección de Cisternas y Accesorios. ESPECIFICACIONES TECNICAS Tipos de Inspecciones: � Visual externa (VEx). � Visual Interna (VI).

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� Prueba de estanquidad (PE). � Verificación de espesores (VEs). � Antigüedad y Frecuencia: � (VEx): En todos los casos - Anualmente � (VI): En todos los casos – Cada 2 años. � (PE y Ves): 1 a 10 años – Cada 5 años Más de 10 años – Cada 3 años Presión de prueba de estanquidad: � CERO COMA DOS DECIMAS (0,2) de bar durante 5 minutos. � El tanque o compartimento a ensayar deberá ser inspeccionado con todos sus bloqueos instalados. Todas las válvulas, tuberías y otros accesorios sometidos a presión deben ser inspeccionados en conjunto con el tanque. � Las cisternas que presenten pérdidas en la envolvaente o cabezales y/o deformaciones permanentes no serán habilitadas. � Emisión de Certificado con indicación detallada y taxativa de cada rubro controlado. APTO: El tanque cisterna está habilitado para prestar el servicio de transporte de combustibles líquidos hasta que se produzca el vencimiento de la aptitud. RECHAZADO: Obliga al retiro inmediato del servicio del tanque cisterna. CERTIFICACIÓN � Tipo de inspección, verificación o prueba. � Listado de todos los rubros inspeccionados, verificados o probados. � Ubicación y características de las anomalías detectadas. � Detalle de reparaciones, modificaciones o mantenimientos hechos sobre soldadura o que incluyan a éstas, si hubieran existido. PROTOCOLO DE INSPECCION DE TANQUES � Caño de escape. � Arrestallamas. � Válvulas de emergencia. � Protección antivuelco de las bocas de carga. � Válvulas de descarga. � Tapas superiores herméticas. � Mangueras: Poseer acoples con cierres herméticos, y contar con doble abrazadera enambos extremos. � Leyendas. � Emblemas. � Sistema eléctrico. Elementos de Protección Contra Incendios. � DOS (2) matafuegos de 10 Kg. de 20 BC � Un matafuego de 2,5 Kg. de 5 BC � DOS (2) baldes con tapa conteniendo 10 Kg. de arena cada uno. Elementos de Protección Contra Incendios. � DOS (2) matafuegos de 10 Kg. de 20 BC � Un matafuego de 2,5 Kg. de 5 BC

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� DOS (2) baldes con tapa conteniendo 10 Kg. de arena cada uno. Condición de realización � En ocasión de la Revisión Técnica Obligatoria, los responsables de los tanques cisternas deberán presentar la certificación que acredite la condición de APTO, de las cisternas incorporadas a los vehículos automotores que transportan. INSPECCIÓN DE CISTERNAS Y ACCESORIOS Cisterna � Corrosión Externa: En caso de dudas control de espesores. � Abolladuras, rayones y globos: En caso de duda efectuar ensayos no destructivos. � Sujeción de cisterna a bastidor. ACCESORIOS Válvulas de descarga � Controlar hermeticidad. � Verificar estado de juntas y tapas. � Verificar posición de la válvula. � Verificar protección estructural contra vuelcos. Válvula de emergencia. � Verificar ausencia de pérdidas en cada compartimento en forma independiente. � Válvulas de venteo. � Mangueras: Verificar estado conservación exterior. � Conexiones de descarga a tierra. CODIGOS NUMÉRICOS � El Código Numérico indica con 2 ó 3 números la intensidad del riesgo en función de su clasificación. � La importancia del riesgo se consigna de izquierda a derecha. � La cantidad de veces que se repite un número indica la intensidad del riesgo. � Cuando el riesgo es simple, se acompaña con un CERO. CODIGOS NUMÉRICOS � 30 – Líquido inflamable (PI: 23 °C y 60.5°C) � 323 – Líquido inflamable que reacciona con el agua. � 33 – Liquido muy inflamable (PI: < 23 °C) � 336 - Líquido muy inflamable tóxico. � 338 – Líquido muy inflamable corrosivo. SIMBOLO

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DISPOSICION SSC N° 90/97 � Prórroga de 180 días para el fabricante de cisternas para el cumplimiento de la Certificación ISO 9000.

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� Los equipos a utilizar deben contar con un dispositivo de seguridad (válvula de alivio o regulador de presión) que evite que la presión de prueba exceda un máximo de TRES DECIMAS DE BAR (0.3 bar). � Las pruebas de estanquidad pueden ser realizadas indistintamente, mediante la realización de prueba hidráulica o gas inerte. � Las válvulas de Presión y Vacío deben se desmontadas, para las pruebas de las cisternas. � La presión de prueba deberá mantenerse a 0,2 bar, por lo menos durante TREINTA (30) minutos. � En caso de modificación o alteración de las cisternas y/o sus accesorios, deberán efectuar una nueva certificación. DISPOSICION SSC N° 76/97 � Ante reparación o modificación de la cisterna deberá dejarse constancia de ello, consignando la letra R, a continuación de la fecha. � El arrestallama se limitaráal uso, cuando el camión cisterna circule por áreas de riesgo (Refinerías / Plantas de Despacho). DISPOSICION SSC N° 90/97 Artículo 6°: � Las nuevas cisternas a partir de la vigencia de la DISPOSICIÓN S.S.C. N° 76/97, no podrán contar con acoplado. DISPOSICION SSC N° 144/98 � Establece diferentes plazos de prórroga para el cumplimiento de los diferentes ensayos, conforme la antigüedad de los tanques. � Las cisternas destinadas al transporte por la vía pública de productos derivados del petróleo, que superiores a los CINCUENTA GRADOS CENTIGRADOS (50 °C), deberán dar cumplimiento en forma SEMESTRAL, exclusivamente a la prueba visual externa, quedando eximidas de la realización del resto de las pruebas establecidas en el ANEXO I de la Resolución SSC N° 76/97. RESOLUCIÓN S.E. N° 1102/04 � Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenadores, Distribuidores y Comercializadores de Combustibles e Hidrocarburos a Granel y de Gas Natural Comprimido. RESOLUCIÓN SE N° 1102/04 Artículo 46° � Quedan comprendidas dentro de los alcances del Artículo 6° de la Disposición SSC N° 90/97, todas las cisternas destinadas al transporte de combustibles líquidos por la vía pública. ENSAYOS � Están especificados en Las Condiciones para el cumplimiento de las Normas de Acuerdo de Transporte Internacional de Mercancías Peligrosas por Carretera (ADR). PROTOCOLOS � Están especificados en Las Condiciones para el cumplimiento de las Normas de Acuerdo de Mercancías Peligrosas por Carretera (ADR). REVISIÓN TÉCNICA OBLIGATORIA � Los talleres dedicados a efectuar los controles periódicos, no podrán realizar la inspección pertinente si el transportista no presenta el Certificado de APTO de la cisterna involucrada. � En caso de incumplimiento se hará pasible de las sanciones prevista en el Decreto N° 779/95 DEBERES

REFINACIÓN DEL PETRÓLEO � Obligaciones � Responsabilidades

DADOR DE CARGA � Documentación de la carga. � Ficha de Intervención. � Capacitación al transportista. � Habilitación del transporte TRANSPORTISTA � Habilitación de las unidades. � Ensayos en término y certificaciones. � Capacitación básica obligatoria de choferes. � Identificación de riesgo. � RTO. � Equipamiento de emergencia y protección individual. CHOFERES � Carnet de conductor con categoría habilitante. � Capacitación básica obligatoria (CBO) y específica. CHOFERES � Carnet de conductor con categoría habilitante. � Capacitación básica obligatoria (CBO) y específica. EMPRESAS AUDITORAS � Verificar fabricación. � Certificar los ensayos. � Certificar producto final. � Mantener Registro actualizado de tanques cisternas. RECEPTOR DE CARGA � Verificación habilitación del transporte. � Verificación habilitación del chofer. TALLERES RTO � Verificación Certificación de Cisterna.

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REVISIÓN TÉCNICA OBLIGATORIA � Los talleres dedicados a efectuar los controles periódicos, no podrán realizar la inspección pertinente si el transportista no presenta el Certificado de APTO de la cisterna involucrada. � En caso de incumplimiento se hará pasible de las sanciones prevista SECRETARIA DE ENERGIA � Dictado de la Reglamentación. � La realización de Inspecciones mediante Empresas Auditoras de Seguridad. � Control de la documentación pertinente, durante el transcurso del análisis de la Resolución SE N° 1102/04. RECORDAR � El accidente mas favorable y el menos perjudicial es el que no se produce. � Los accidentes no son casuales, sino causales. � El cumplimiento de las normativas y los controles efectuados en cada uno de los niveles de responsabilidad, minimizan la ocurrencia de accidentes. RESUMIENDO � El cumplimiento de la norma aplicable, permite garantizar con un alto grado de certeza, que la probabilidad de falla es mínima. � La auditoría durante la construcción de los tanques y los ensayos periódicos permite refrendar que los estándares se cumplen. � La capacitación de los choferes asegura que los mismos conocen lo que transportan y que saben como actuar en primera instancia, en caso de siniestro. � La identificación del vehículo permite conocer el tipo de producto que se transporte y cuales son los riesgos que de ellos se derivan. � La capacitación de los choferes asegura que los mismos conocen lo que transportan y que saben como actuar en primera instancia, en caso de siniestro. � La identificación del vehículo permite conocer el tipo de producto que se transporte y cuales son los riesgos que de ellos se derivan. � La capacitación de los choferes asegura que los mismos conocen lo que transportan y que saben como actuar en primera instancia, en caso de siniestro. � La identificación del vehículo permite conocer el tipo de producto que se transporte y cuales son los riesgos que de ellos se derivan. 4. NORMAS PARA EL ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO NORMAS APLICABLES EN EL DISEÑO ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

Y

CONSTRUCCIÓN

Las normas internacionales para la construcción de tanques son: •ASTM American Society for Testing Materials •API American Petroleum Institute •NFPA National Fire Protection Association •STI Steel Tank Institute

DE

TANQUES

DE

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•UL Underwriters Laboratories Inc. (E.U.A.) •ULC Underwriters Laboratories of Canada 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.) Para productos que deban estar a mayor presión (ej. LPG) hay otras normas que rigen su construcción. En aplicaciones especiales, se utilizan tanques criogénicos (ej. Almacenamiento de gas natural licuado), que se rigen por una norma específica. NORMAS Y CÓDIGOS DE DISEÑO a. Tanques de almacenaje Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos existen varias Normas y Códigos, pero las más difundidas y empleadas en las industrias de procesos son las de American Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables los siguientes: API Standard 620 (1990): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, aéreos que operan a presión en el espacio vapor menores a 2.5 psig y a temperaturas no superiores a 93°C. API Standard 650 (1998): es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna al que puede estar sometido es de 15 psig y una temperatura máxima de 90°C. API Specification 12D: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 75 y 1500 m3. API Specification 12F: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 13.5 y 75 m3. API Standard 653 (1991): es aplicable a la inspección, reparación, alteración, desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales y verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650. Recomienda también la aplicación de las técnicas de ensayos no destructivos aplicables. Estos estándares cubren el diseño, fabricación, montaje, ensayos y mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenaje de productos de de la industria petrolera y petroquímica, pero su aceptación ha sido aplicada al almacenaje de numerosos productos en otras industrias. Si bien estas normas cubren muchos aspectos, no todos están contemplados, razón por las que

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existen otras normas complementarias a las mismas. Existen además de los mencionados estándares otras normas que también son aplicables a estos casos, pero cubriendo no sólo los materiales constructivos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio, etc.). Estas normas son: ASME, Boiler and PressureVesselCode (edith 2001), Section VIII y X: es aplicable para el diseño de diferentes recipientes y tanques tanto cilíndricos, esféricos como de sección rectangular. Se trata de los estándares más reconocidos mundialmente en este campo de aplicación. - UnderwritersLaboratories (UL) Standard UL 142: es aplicable a tanques de acero de diferentes diseños soldados en taller para almacenaje de líquidos inflamables y combustibles. - British Standard (BS) 2594: es aplicable a tanques cilíndricos horizontales de acero al carbono soldados. - BS 4994: comprende las especificaciones para el diseño y construcción de recipientes y tanques en plásticos reforzados. - BS 6374: comprende las especificaciones para el recubrimiento de recipientes y tanques con materiales poliméricos. - ASTM D 3299 / 4021 / 4097: comprende las especificaciones para tanques plásticos reforzados con fibra de vidrio. b. Recipientes a presión -

Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos son tres las Normas y Códigos más difundidos y aceptados internacionalmente: ASME, Boiler and Pressure Vessel Code (Edith 2001) # Section VIII, Division 1 – Rules for construction of pressure vessels # Section VIII, Division 2 – Alternatives Rules for construction of pressure vessels # Section VIII, Division 3 – Alternatives Rules for high pressure vessels # Section X – Fiber Reinforced Plastic Pressure Vessels

British Standards Institution (BSI) # BS 5500 – Specification for unfired fusion welded pressure vessels # BS 5169 – Specification for fusion welded steel air receivers

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European Committee for Standardization (CEN) # EN 286: Part 1 Specification for simple unfired pressure vessels designed to contain air or nitrogen # CODAP 95: French Code for Construction of Unfired Pressure Vessels

Todas estas Normas y Códigos han sido a su vez reconocidos y aceptados en 1997 por el National Board of Boilers and PressureVesselsInspectors de USA.

Los estándares especifican los requerimientos para el diseño, construcción, inspección, ensayos y verificación de cumplimiento de los recipientes a presión, esto es, la consideración de aspectos tales como:

1.

Selección de materiales, propiedades y composición.

2.

Tamaños y capacidades preferidos.

3.

Métodos de cálculo, inspección y fabricación.

4.

Códigos de práctica para la operación y seguridad de planta.

5.

Análisis y determinación de cargas estáticas y dinámicas sobre los equipos.

6.

Tensiones residuales, stress térmico, fatiga de materiales, concentración de tensiones.

7.

Mecanismos de desgaste, erosión, corrosión, abrasión. Tipos de recubrimientos.

8.

Conexiones a tanques – recipientes de cañerías y válvulas, etc.

NORMAS DE SEGURIDAD EN EL INVENTARIADO Y MANEJO DE TANQUES DE HIDROCARBUROS Ejemplos de medidas de seguridad fundamentales en el inventariado y manejo en tanques de petróleo son las siguientes:

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-

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No fumar o llevar materiales humeantes. Es muy posible que haya materiales volátiles con bajo punto de inflamación presentes. No pisar o caminar sobre los techos de los tanques. Conservar la cara y la parte superior del cuerpo apartada cuando se abran las portezuelas del muestreador. Es muy posible que se produzca una emisión de gases acumulados y vapores al abrir la portezuela. Nunca, bajo ninguna circunstancia debe entrar a un tanque, salvo que esté usando ropa de seguridad y un dispositivo de respiración aprobado y haya otro operador presente afuera para avisar o auxiliar en caso necesario.

Se extreman las medidas de seguridad con el objetivo de disminuir los accidentes de trabajo y preservar el medioambiente. Está establecido a partir del momento, que todo tanque que se vaya a poner en operación, ya sea reparado o construido, debe contar con un sistema contra incendio de tecnología de punta, aunque la inversión sea alta por este concepto.

Este sistema consta de unas tuberías que forman anillos alrededor del tanque. El anillo inferior es el encargado de verter agua y el superior espuma para evitar el calentamiento del tanque y controlar el incendio. Está normado en los depósitos de combustible un límite de llenado máximo por debajo del anillo de espuma para que este actúe y cumpla su objetivo sin dificultad. Todos los elementos de este sistema se pintan de rojo y son capaces de apagar un tanque a cientos de metros del sistema principal a través de bombas y tuberías. 5. METODOLOGÍA DE DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO 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 oleoducto o a destilación. •Brindan flexibilidad operativa a las refinerías. •Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.

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CLASIFICACIÓN

Generalidades - Tanques verticales - techo fijo o flotante •Boca de sondeo: para la medicion manual de nivel y temperatura, y para la extracción de muestras. •PAT: en función del diámetro del tanque, existe un mínimo fijadopor la norma. •Pasos de hombre: son bocas de aprox. 600 mm de diámetro para el ingreso al interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma en función del diámetro del tanque. •Bocas de limpieza: se colocan cuando se considera necesario. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aprox dependiendo del diámetro del tanque y de la altura de la primer virola. •Base de hormigón: se construye un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en elterreno y corrosión de la chapa.

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•Telemedición: hay distintos sistemas, cada uno con sus ventajas y ámbito de aplicación. Entre ellos podemos mencionar para la medición de nivel: •HTG: medición hidrostática de tanques. Los últimos modelos acusan una precisión del 0.02% •Servomecanismos: un palpador mecánico sigue el nivel de líquido.Precisión de 1 mm aprox. •Radar: se envía una señal por medio de una antena, que rebota y vuelve a la fuente. Precisión 1 mm aprox. Para la medición de temperatura, se utilizan tubos con varios sensores ubicados en distintas alturas, para medirla a distintos niveles de líquido (estratificación). Precisión hasta 0.05°C •Instalación contra incendios: debe cumplir con lo dispuesto por la ley 13660. Deben contar con fumais que suministren espuma dentro del recipiente, y con un anillo de incendios que sea capaz de suministrar el caudal de agua mínimo que exige la ley. •Serpentín de calefacción: empleado en productos como el crudo (sedimentación de parafinas) y fuel oil (mantener viscosidad adecuada), son tubos de acero por los que circula vapor a baja presión. •Agitadores: se utilizan para mantener uniforme la masa de hidrocarburos dentro del tanque. Son hélices accionadas por un motor externo que giran dentro de la masa de producto. Recinto: según lo exige la ley 13660, debe existir alrededor del tanque un recinto capaz de contener hasta el 10% más de la capacidad máxima del tanque. En caso de haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Dicho recinto estará delimitado por un muro o por un talud de tierra. Los tanques de 10.000 m3 de capacidad o mayores deberán ubicarse en recintos individuales. •Drenajes: por seguridad, la apertura del drenaje del recinto debe poder hacerse siempre desde el exterior del muro de contención, para recuperar el producto en caso de rotura del tanque. Drenajes pluviales e industriales segregados. Tanques verticales•VPV (válvulas de presión y vacío): son necesarias ya que el tanque “respira” debido a:�vaciado / llenado �alta TVR del hidrocarburo almacenado�aumento de la temperatura�exposición al fuegoNormativa de referencia: API 2000Presión de apertura para presión/vacío: 22 mm H2OEn hidrocarburos pesados (fuel oil, asfaltos, lubricantes), se colocan cuellos de cigüeña con arrestallamas.

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Techo flotante Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque. El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un sello. Techo flotante interno Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: •Es un techo autoportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana. •Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. •Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura. Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan VPV, sino que se practican ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

Techo flotante Tanques verticales

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Pontones: son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y sustentan al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometidos a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.

•Membranas: como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones. Pueden ser de aluminio o polímeros patentados. •Sellos: se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y la envolvente del tanque. Hay dedistintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario, que es indispensable, puede ser del tipo pantográfico de zapata o de espuma montada en fase líquida. El sello secundario se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque. Sellos Tanques verticales –techo flotante –sello primario tipo pantógrafo.

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TANQUES VERTICALES-TECHO FLOTANTE

•Drenaje del techo flotante exterior: debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto, debe poder drenar el agua de lluvia que caiga sobre él. Para esto, se diseña con un punto bajo y una válvula antirretorno, y una cañería (o manguerote) que pasa por el interior del tanque y en contacto con el producto almacenado hasta que sale por un punto bajo de la envolvente (para que no interfiera con el techo). Algunos diseños, permiten la inyección de espuma por el drenaje del techo para casos de emergencia. -

LPG

Esferas y cigarros Conceptos básicos: Si se dispusiera almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían tanques que mantuvieran una temperatura de –42°C, con toda la complejidad que ello implica. Por esto, se utilizan recipientes a presión con forma esférica o cilíndrica que trabajan a una presión interior de 15 kg/cm2 aprox y a temperatura ambiente. Estos recipientes se diseñan de acuerdo a normas API, que consideran el diseño del recipiente a presión como lo hace el Código ASME sección VIII. Comparados con un tanque, la ventaja fundamental que presentan estos equipos es que cuando se los saca de servicio se los puede inspeccionar visualmente a ambos lados de la chapa en su totalidad (piso de tanques)

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La linea de llenado ingresa al recipiente por la parte superior y la de aspiración toma producto por la parte inferior. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir. Como todo recipiente crítico a presión, deben contar con doble válvula de seguridad independientes, doble sistema para la lectura de nivel independientes, dos medios independientes para la lectura de presión. Cuentan también con su instalación contra incendios, comprendida por rociadores, monitores, instalaciones de espuma, etc. Estos recipientes no utilizan VPV ni ningún otro sistema para elvaciado o llenado. Esto se debe a que se trabaja con el equilibrio líquido –vapor del GLP que haya en su interior. Al bajar la presión (vaciado), más 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. De todas formas, las válvulas de seguridad ventean a la línea de antorchas ante cualquier aumento de presión (ej: aumento de temperatura en verano) Esferas - Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo). - Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje. - Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas de seguridad, aparatos de telemedición, etc. Cigarros - Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para recipientes mayores, se utilizan las esferas. - Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos osemiesféricos. Sus espesores están en el orden de (para una misma p, T y φ): •semielíptico: es casi igual al de la envolvente. •toriesférico: es aproximadamente un 75% mayor que el semielíptico. •semiesférico: es casi la mitad del semielíptico.

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