124049+UIS.desbloqueado | Tanks | Aluminium\nUploaded by dianaclr89\nsaveSave 124049+UIS.desbloqueado For Later\nDesastre de Bophal TRABAJO FINAL\nAlmacenamiento de Gas (1)\nGuia Uso Propio Final\nEntra Da Tanque s\nMarco Teórico de tanques de almacenamiento\nin06001 INSPECCION DE TQS.pdf\nRental Guide Sp\nProyecto-mezcladora con portador.docx\nDEFINICIÓN DE ESTÁNDARES OPERATIVOS PARA TANQUES ATMOSFÉRICOS Y VASIJAS DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDOS A PRESIÓN\nADRIANA GÓMEZ HERNÁNDEZ JULIE XIMENA CASTILLO\nUNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA\nTrabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero de Petróleos\nDirector Ing. FREDDY ABELARDO NARIÑO; M.Sc.\nCodirector Ing. OLGA PATRICIA ORTIZ; M.Sc.\nA mi mami por ser la heroína de mi tiempo y ser la gran inspiración de cada uno\nincondicional, y su maravillosa\ncomprensión y a fania por la paciencia de soportar a una hermana mayor tan exigente.\nAdriana Gómez Hernández\nA Dios por su infinita misericordia y permitirme vivir y conocer a tantas personas maravillosas a lo largo de mi carrera.\nA mi madre, por su amor sin condiciones y el implacable lápiz rojo con que me ayudo a alcanzar este sueño.\nA mi padre, con todo mi amor y mi agradecimiento por su inagotable paciencia y comprensión.\nA mi hermano Christian por tantos años de amistad cómplice y verdadera y por contribuir en la herramienta que hiciera posible culminar este proyecto.\nPara mi hermano Juan Pablo, a su capacidad de hacer de la vida un bello cuento, a su alegría contagiosa que se desborda en su mirada chispeante y su picara sonrisa.\nA mi tío Jesús, quien desde el cielo ha sido mi lazarillo que ilumina cada día de mi existencia.\nJulie Ximena Castillo\nA la escuela de Ingeniería de petróleos por nuestra formación como profesionales y por la calidad humana brindada.\nAl Ingeniero Freddy Abelardo Nariño Docente de la carrera y director de este proyecto, por su constante asesoría, observaciones y sugerencias durante el desarrollo de la tesis.\ncorrecciones de la guerra de las estrellas.\nY a todos aquellos que se cruzaron en nuestro camino, y que de una u otra forma aportaron a nuestro crecimiento profesional y sobre todo personal.\nTITULO: DEFINICIÓN DE ESTÁNDARES OPERATIVOS PARA TANQUES ATMOSFÉRICOS Y VASIJAS DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDOS A PRESIÓN. ■\nAUTORES: JULIE XIMENA CASTILLO AFANADOR ■■■ ADRIANA GOMEZ HERNANDEZ ■■■\nPalabras claves: tanques de almacenamiento de hidrocarburos, recipientes a presión, normas de estandarización para tanques, tanques de proceso, tanques de fiscalización, corrosión en tanques, inspección de tanques, relación de esbeltez, diseño de tanques.\nLa alta incidencia de accidentes, las pérdidas de combustible y el deterioro temprano de equipos de almacenamiento de líquidos entre otros aspectos involucrados en la batería de producción suscitaron a la elaboración de un manual de operación sujeto a las normas de estandarización para diseño, construcción, prevención, reparación y seguridad, empleadas internacionalmente, que ayuden a minimizar las pérdidas que normalmente ocurren por las características propias del petróleo. Así mismo se abordan aspectos relevantes en cuanto al diseño dependiendo de la necesidad de almacenamiento, tipo de producto, áreas disponibles, distancias a otras instalaciones, teniendo siempre las disposiciones de seguridad, ya que los tanques por estar a alturas significativas, están expuestos a los rayos de las tormentas eléctricas y producto de su contenido, son altamente inflamables y pueden ocasionar accidentes lamentables. Por lo tanto, hay un número definido de normas de seguridad las cuales deben ser seguidas estrictamente para evitar lesiones serias o la muerte, así como también daños a la propiedad y pérdida de producción. Otros de los aspectos a destacar, tratados a profundidad en el texto es el registro informativo, para garantizar la confiabilidad de la información volumétrica del tanque así como la seguridad en su operación, atendiendo además de la necesidad de unas estandarización en la inspección de los tanques con el objetivo de evitar un colapso por problemas de corrosión. De esta forma se busca con este estudio sugerir procedimientos estándares confiables y seguros para la operación y diseño de tanques a presión atmosférica y recipientes a presión.\n■ PROYECTO DE GRADO ■■■ FACULTAD DE INGENIERIAS FISICOQUIMICAS; ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS\nTITLE: DEFINITION OF OPERATIVE STANDARDS FOR ATMOSPHERIC TANKS AND PRESSURE VESSELS OF LIQUIDS. ■\nAUTHORS: JULIE XIMENA CASTILLO AFANADOR ■■■ ADRIANA GOMEZ HERNANDEZ ■■■\nKeywords: Hydrocarbon storage tanks, pressure vessels, norm of standardization tanks, processing tanks, audit tanks, tanks corrosion, inspection of liquids, tanks inspection, building relation, tank design.\nThe high incidence of accidents, fuel loss, premature deterioration of liquids storage equipments, among other involved aspects in the battery of production, summoned to the elaboration of an operating hand-book, subjected to norms of standardization for the design, construction, prevention, reparation and security applied internationally, that help to minimize the losses that normally occur due to the own characteristics of the petroleum. In the same way are taken into account some relevant aspects according to the design depending on the needs of the storage, type of product, available areas, distance to other branches, always having the security dispositions, since these tanks are at significant heights; They are expose to electrical storms lightning and their content; They are also highly inflammable being able to bring about lamentable accidents. Therefore there are a number of security standards which must be followed strictly to avoid serious injuries as well as damages to the property and loss of production. Other of the aspect to put emphasize on, handled deeply in the text, it is the informative register to warrant the trustiness of the volumetric information of the tank as well as the security of the operation, paying attention also to the necessity of an standardization in the tanks inspection in order to avoid its collapse for corrosion problems. In this way, it is searched with this study to suggest trusty and secure standard procedures for the operation and design of atmospheric pressure tanks and pressure vessels.\n1.1. PARTES DE UN TANQUE\n1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES\n1.2.1. Tanques atmosféricos\n1.2.2. Tanques a bajas presiones\n1.2.3. Tanques a altas presiones (pressure vessels)\n1.2.4. Según la forma del tanque\n1.2.5. Según el producto que almacenan\n1.2.6. Según su material de fabricación\n1.2.7. Según su uso\n1.3. DEFINICIÓN DE COLORES\n1.4. CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA TANQUES\n2. DISEÑO DE TANQUES\n2.1. DISEÑO DEL FONDO DEL TANQUE\n2.2.1. Diámetro del tanque\n2.2.2. Altura y relación de esbeltez\n2.2.3. Espesor del casco o cuerpo del tanque\n2.3. DISEÑO DE RECIPIENTES A PRESION\n2.4. NORMAS Y CÓDIGOS DE DISEÑO\n2.4.1. Tanques de almacenaje\n2.4.2. Recipientes a presión\n3.1. PREVENCIÓN .............................................................................................\n3.1.1. Con el tanque en operación\n3.1.2. Con el Tanque Fuera de Servicio\n3.1.3. Medidas de prevención complementarias\n3.2.1. Precauciones a tener en cuenta\n3.2.2. Limpieza con Chorro de Arena y Pintura de Tanques\n3.3.1. Técnicas de inspección\n3.3.3. Alarmas de Seguridad (Caso Real)\n3.4. REPARACIÓN ............................................................................................\nDE TANQUES .....................................................................\n3.5.1 Verificación de la altura de referencia\n3.5.2 Recalculo de la tabla de aforo\n3.6 MEDICION ESTATICA\n3.6.1 Medición del producto y del agua\n3.6.2 Medición de nivel de producto\n3.6.3 Medición de nivel de Agua Libre\nimportantes para la medición ........................................\nDeterminación de temperatura\nSELECCION DE LA CAPACIDAD DE LOS TANQUES\n4.1 ESTACIÓN DE RECOLECCIÓN\n4.2 TRATAMIENTO DE CRUDO ........................................................................\n4.2.3 Skim tank ................................................................................................\n4.2.3 Tanque de estabilización o proceso\n4.3 ESTACIÓN DE RECOLECCIÓN Y TRATAMIENTO\nTANQUES DE FISCALIZACIÓN DE CRUDO\n5. CORROSIÓN EN TANQUES\n5.1. MÉTODOS DE PROTECCIÓN\n5.1.2. Recubrimiento .......................................................................................\n5.1.3. Protección catódica\n6. SEGURIDAD Y CONTRAINCENDIO\n6.2. DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE TANQUES E INSTALACIONES\n6.3. CONTROL DE INCENDIOS\n6.3.1. De inmersión\n6.3.2. Con Cámaras de Espuma\n6.3.3. Con espuma transportadas en torretas\n6.3.4. Con espuma aplicada por boquilla y\nFigura 1 Tanque de Techo cónico. Estación de Puerto Salgar\nFigura 2 Tanque de Techo Flotante. Estación Puerto Salgar\nFigura 3 Tanque Esférico. www.vijaytanks.com/spheres.htm\nFigura 4 Tanque de almacenamiento. Estación de Campo CantaGallo-Colombia 25 Figura 5 Tanque de almacenamiento. Estación de producción Campo Bosconia,\nColombia Figura 6 Distribución de la terminal de almacenamiento. Tomada de\nFigura 7 Fotografía del accidente en el tanque D2. Tomada de\nFigura 8 Vista esquemática del fondo del tanque D2. Tomada de\nFigura 9 Cinta y plomada para método al vacío. Manual Único de Medición ECP,\nFigura 10 Cinta y plomada para Método a Fondo. Manual Único de Medición\nFigura 11 Dique. Campo Yaguará\nTabla 1 Colores de Tanques. Los Autores\nTabla 2 Características generales para tanques. Los Autores\nTabla 3 Diámetro del Tanque & Espesor Mínimo. API 650\nTabla 5 Distancias recomendadas entre unidades para plantas químicas y\npetroleras según Industrial Risk Insurers\nTabla 6 Distancias recomendadas entre tanques de almacenamiento en plantas\nTabla 10 Especificaciones de Pinturas de acabado para exteriores de Tanques\nTabla 11 Especificaciones de Pinturas de Acabado para exteriores de Tanques\nN.2. WWI PROCAT,\nTabla 12 Especificaciones de Pinturas de Acabado para exteriores de Tanques\nN.3. WWI PROCAT,\nTabla 13 Distancias mínimas de tanques en estaciones de bombeo continuo, gas\nnatural. Los Autores\nTabla 14 Distancias mínimas de tanques en estaciones de bombeo de crudo,\nACPM, Keroseno. Los autores\nTabla 15 Distancias mínimas de tanques en costa afuera. Los Autores\nTabla 16 Distancias mínimas en tanques en refinería. Los Autores\nEntre los procesos que hacen del petróleo un elemento vital y un factor estratégico de desarrollo que ha contribuido a la formación del mundo actual, se encuentra su almacenamiento, una vez se ha extraído y se han separado los elementos con los que generalmente viene acompañado. El almacenamiento se lleva a cabo por medio de tanques que deben cumplir con una serie de especificaciones dependientes de las propiedades del crudo y del tipo de hidrocarburo que se requiera almacenar, con el objetivo de hacer de estos elementos, una herramienta eficaz en la industria petrolera capaces de permitir además de la medición de las propiedades de los hidrocarburos, la realización de tratamientos que optimicen la calidad del producto antes de salir al mercado. Con el pasar de los años se han ido modernizando y hoy en día encontramos diversos tipos de tanques que se acoplan a los requerimientos y parámetros establecidos a la hora de almacenar un determinado producto. El desarrollo de este proyecto exhorta a la comprensión de conceptos propios de diseño, prevención, y operación de tanques de almacenamiento de hidrocarburos ampliamente definidos en este texto, sujetos a las normas internacionales de estandarización, API y ASME que acreditan a los usuarios de estas normas a certificar que son competentes en la fabricación de productos que se encuentren en estos estándares de calidad. A pesar de que la palabra tanque solo identifica una parte del equipo de una facilidad de superficie, estos se han usado de maneras innumerables, por eso se vió la necesidad de tener un manejo integral, y crear así una serie de procedimientos que al seguirlos hagan del proceso posterior a la producción inexorablemente más confiable y seguro.\nEl almacenamiento de petróleo constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:\n• Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo. • Permite la sedimentación de agua y lodos del crudo antes del despacharlo por oleoducto o refinación. • 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 la aduana.\nUn estudio adecuado del almacenaje teniendo en cuenta las necesidades\ninmediatas, las reservas, los hallazgos de petróleo futuros, los\ndisponibles, los accesos, la seguridad, etc., hacen de los tanques de\nalmacenamiento una parte fundamental para la industria.\nSe define como tanque de almacenamiento a cualquier recipiente con una capacidad para Líquidos que exceda los 277 litros (60 galones US), utilizado en Instalaciones fijas y que no es utilizado para procesamiento.\nLos crudos que se extraen y se refinan, no siempre son del mismo tipo y cada uno necesita un tanque de almacenamiento diferente, es por eso que existen diferentes clases de tanques y cada uno cumple una serie de requisitos dependiendo de las características del producto a almacenar.\nAdemás del tanque en si (base, cuerpo, y techo) se encuentran los siguientes accesorios los cuales son muy importantes para el buen funcionamiento y manejo del mismo:\n1. Escalera: para tener acceso al techo, realizar y verificar mediciones.\n2. Indicadores de nivel: muestra el nivel del producto almacenado.\n3. Válvulas: generalmente de compuerta, ya que permiten una apertura parcial.\n4. Venteo: para evacuar vapores que se acumulan en el tanque.\n5. Orificio del techo: para hacer mediciones con cinta.\n6. Manhole: para acceso del operador con el fin de realizar mantenimiento o reparaciones.\n7. Entradas de crudo: generalmente se encuentran en la parte inferior del tanque, y están unidas a un dispersor con el fin de evitar el flujo turbulento del fluido cuando ingresa al tanque.\n8. Boca de salida: para evacuar el fluido almacenado a las líneas de transporte.\nExisten muchas formas de clasificar los tanques, sin una convención mundial, sin embargo existe una clasificación que es empleada por las normas, los códigos y regulaciones que está basado en la presión interna de un tanque. Este método es útil ya que depende de una propiedad física fundamental a la que están sujetos los tanques de almacenamiento de líquidos.\nLos tanques llamados atmosféricos son usualmente operados a presiones internas ligeramente por encima de la presión atmosférica, los códigos definen que un tanque atmosférico es el aquel que opera a ½ Psig por encima de la presiona atmosférica.\nIrónicamente, baja presión en el contexto de tanques significa tanques que están a presiones superiores a la presión atmosférica. Estos tanques son operados hasta los 15 Psig de la presión atmosférica.\nComo es sabido, muchos de los productos requeridos o producidos en las industrias requieren para su almacenaje y utilización de presiones superiores a la atmosférica, dando lugar así a los llamados recipientes a presión. Estos equipos deberán ser capaces de contener productos de diferente naturaleza química bajo las condiciones de operación requeridas (presiones, temperaturas, concentraciones, etc.) Los tanques a altas presión (funcionamientos sobre los 15 psig) son una forma especial de container y son tratados separadamente de los tanques por todos los códigos, normas, y regulaciones.\nOtras clasificaciones mayores de tanques\nCilíndricos con techo cónico\nEstos tanques son diseñados con el fin de almacenar productos con presión de vapor relativamente baja, la presión de vapor se conoce como la presión que ejerce los vapores de un producto sobre las paredes internas de un recipiente, a mayor dificultad de evaporación, menor cantidad de vapor y por lo tanto menor presión se ejerce sobre las paredes de dicho recipiente por lo tanto los productos almacenados en estos tanques no tienen la tendencia a producir vapores a temperatura ambiente.\nLa presión manejada en este tipo de tanques es igual a la presión atmosférica, es muy importante resaltar que los fluidos almacenados en este tipo de tanques deben tener un flash point mayor a 150°F.\nAlgunos productos que se pueden almacenar en un tanque cilíndrico con techo cónico son: combustóleos, Diesel, Queroseno, Gasolinas pesadas y Crudos.\nTanques cilíndricos con fondo y tapa cóncavos:\nEstos tanques son utilizados preferentemente para almacenar productos con presiones de vapor relativamente altas, es decir con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente, esto con el fin de evitar o reducir al máximo perdidas del producto a causa de la evaporación; además la forma del fondo y de la tapa proporcionan una mayor resistencia a los esfuerzos causados por las posibles altas presiones que se dan.\nEstos tanques son aptos para almacenar gasolinas livianas como son: Gasolina de motor, Gasolina Premium, Gasolina para aviación y Productos similares.\nTanques cilíndricos con techo flotante:\nSe asemejan en su construcción a los tanques cilíndricos con techo cónico con la diferencia que su tapa superior es una superficie que se encuentra en contacto directo con el producto almacenado y flota sobre él, esto con el fin de evitar\npérdidas por evaporación y evitar la acumulación de vapores que podrían ocasionar daños debido a las altas presiones de vapor, la presión nunca es mayor a la presión atmosférica. El techo flotante se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel del producto que almacena.\nLos tanques de techo flotantes más comunes son de tipo pontón anular con una cubierta central sencilla. En el centro de la cubierta, está colocado un sumidero para drenaje de agua el cual tiene conectada una manguera que está conectada a una línea con su válvula en la parte inferior del tanque. Esta manguera está provista de una válvula de retención Este tipo de tanque es adecuado para almacenar productos con flash point menores a 150°F y presiones de vapor relativamente altas tales como las gasolinas livianas. Otra ventaja de este tanque es que no genera electricidad estática.\nTanques cilíndricos con membrana:\nCon estos tanques se logra minimizar la formación de gases y las perdidas por evaporación. Son diseñados especialmente para almacenar productos livianos.\nLa membrana de estos tanques está en contacto directo y se coloca en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto almacenado. Existen diferentes tipos de membranas entre ellas están:\n- Membranas de uretano rígida.\n- Membranas de material flexible recubierto.\n- Paneles de aluminio con tubería de aluminio.\n- Pontones de aluminio en la periferia.\nSon utilizados para almacenar productos que poseen una presión de vapor muy alta (25 a 200 psi), tales como butanos, propanos, amoniaco, hidrogeno. oxigeno, y nitrógeno. La principal propiedad de este tipo de tanques es que son tanques construidos herméticamente lo cual elimina las perdidas cuando se llenan o desocupan.\nTanques con techo de domo geodésicos\nLos techos están formados por un conjunto de estructuras de aluminio que al unirlas completamente toman la forma de la superficie terrestre.\nEstos techos pueden reducir las pérdidas por evaporación en una cifra cercana al 15%, ya que trabajan conjuntamente con una membrana flotante que está directamente en contacto con el fluido, lo cual minimiza la generación de vapores. Los techos geodésicos son más livianos, poseen buena estabilidad sísmica y una durabilidad más prolongada.\nAdemás son autos soportados, es decir no requieren columna interior del tanque, ya que se apoyan en el borde superior del cuerpo del tanque. Lo cual aumenta un\npoco la capacidad de almacenamiento y hace más funcional la operatividad del interior del mismo. Al ser cóncavos. Permite que los líquidos rueden más fácilmente y no se empocen, como puede suceder en la superficie plana. Esto minimiza la contaminación por agua lluvia, pues son pocas las posibilidades de que se filtre el agua. Además simplifican el proceso de montaje, pues como se menciono al principio, se basa en el sistema de piezas que encajan perfectamente de acuerdo al diseño requerido y a las especificaciones que se necesiten. Las piezas se unen y se aseguran con tornillos y no se requiere soldadura.\nSegún el producto a almacenar estos pueden ser:\nTanques para almacenar crudos\nTanques para almacenar derivados o refinados\nTanques para almacenar residuos\nLos tanques construidos de diferentes materiales se basan en el costo del material, la facilidad de fabricación, la resistencia a la corrosión y la compatibilidad con el fluido almacenado.\nTanques de Acero:\nEl acero es el material más común, por su facilidad de construcción, formas y soldadura, además de su bajo costo.\nTanques en fibras de vidrio:\nEstos tanques tienen mayor resistencia a los químicos más que los otros tanques construidos en aluminio o acero. Sus técnicas de fabricación son más especializadas, debido a la alta resistencia al fuego. Son utilizados para almacenar líquidos inflamables o combustibles, agua, agua tratada químicamente, espumas anti - fuego, basuras, lubricantes y productos no inflamables y corrosivos.\nTanque construido en concreto:\nSon utilizados en el tratamiento de agua y alcantarillado para larga duración, por su alto costo, no son muy empleados actualmente.\nSegún el uso los tanques se pueden clasificar en:\nTanques de prueba (test tanks)\nTanque de lavado (wash tanks)\nTanques de almacenamiento (stock tank)\nCOLORES PARA TANQUES\nProducto liviano (pentano, butano, propano, LPG, etc.) Producto medios (JP-1, queroseno, ACPM, y varsol) Gasolinas, aromáticos Alquitrán aromático, crudo\nAluminio (aislada con lamina)\nTanques de contra incendio\nEl color de los tanques podrá variarse por razones de seguridad nacional o paisajismo, si se requiere; en estos casos se tendrá en cuenta que para productos livianos y medios el color será claro y para productos pesados el color será oscuro.\nFigura 4 Tanque de almacenamiento. Estación de Campo CantaGallo- Colombia\nFigura 5 Tanque de almacenamiento. Estación de producción Campo Bosconia, Colombia\nLodos, oxido de\nParafinas, lodos, etc.,\nde sello, plomo\na 50 t\n400 a 2000 t\n100 a 600 t\ngases presentes en el\n20- 60 días\n2 -28 días\nPara realizar el diseño de un tanque de almacenamiento se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones\n1. Necesidades de almacenamiento.\n2. Tipo de producto, especificaciones y comportamiento.\n3. Áreas disponibles, distancias a otras instalaciones.\n4. Recursos económicos.\n5. Selección de materiales, propiedades y composición.\n6. Tamaños y capacidades preferidos.\n7. Métodos de cálculo, inspección y fabricación.\n8. Códigos de práctica para la operación y seguridad de planta.\n9. Análisis y determinación de cargas estáticas y dinámicas sobre los equipos.\n10. Tensiones residuales, stress térmico, fatiga de materiales, concentración de tensiones. 11. Mecanismos de desgaste, erosión, corrosión, abrasión. Tipos de recubrimientos. 12. Conexiones a tanques – recipientes, de cañerías y válvulas, etc.\nLos parámetros más importantes para el diseño del tanque que deben ser tenidos en cuenta según la norma API 650 1 , una vez estudiado el suelo en donde se construirá el tanque son los siguientes:\n1 API Standard 650 (1998)\na. El espesor mínimo para las laminas del fondo debe ser de 1/4” (10.2lbs/ft 2 ), sin tener en cuenta la tolerancia a la corrosión.\nb. Cuando las presiones perimetrales del casco a la base son superiores a 10 Ton/m 2 , se diseñan las platinas anulares de mayor espesor que las del resto del fondo.\n2.2. DISEÑO DEL CASCO O CUERPO DEL TANQUE\nCuando se va a realizar el diseño de un tanque de almacenamiento es muy importante inicialmente conocer la cantidad y las propiedades del producto que se va a almacenar. Una vez conocido esto se halla por medio de las ecuaciones que se describirán a continuación la capacidad y los diferentes parámetros a tener en cuenta para el diseño.\nEl diámetro del tanque se determina así:\nV = π\nV * 4\nVolumen a almacenar (ft 3 )\nÁrea del cilindro (ft 2 )\nAltura del tanque (ft)\nDiámetro del tanque (ft)\nCon el fin de encontrar una altura indicada se utiliza la relación de esbeltez\nPor lo tanto h = ESBELTEZ * D\nLo anterior se tiene en cuenta para hallar el diámetro del tanque; Es muy importante resaltar que la relación diámetro – altura depende del área en donde se va a construir el tanque, ya que para áreas pequeñas se debe manejar una relación de esbeltez mayor que para un área extensa. Según la norma API 650 1 se debe tener en cuenta un Nomograma con el cual se pueden establecer relaciones óptimas de diámetro y altura, teniendo en cuenta la capacidad o el volumen que se manejará en el tanque a diseñar\nEl espesor del casco del tanque depende del producto que se va a almacenar, para realizar el diseño se tienen en cuenta dos ecuaciones:\nEspesor para almacenar un\n2.6 * ( D ) * ( h\n1 ) * ( G )\nespesor cuando se\nGravedad especifica del\n2.6 * ( D )\n* ( h\nEn la primera ecuación se tiene en cuent a la gravedad específica del producto a almacenar y la tolerancia a la corrosión que es muy importante ya que normalmente y a causa de procesos fisicoquímicos el casco del tanque sufre corrosión y por lo tanto disminuye su espesor. La segunda ecuación se encuentra en función de las características del agua, ya que al almacenar crudo y otros productos estos contienen agua en solución. Según la norma API 650 1 se debe tener en cuenta la siguiente relación de diámetro y espesor\nESPESOR MÍNIMO (IN)\n>50 A 120\n120 A 200\nAl hacer los cálculos de espesor siempre se desarrollan las dos ecuaciones y se escoge para el diseño la que entregue un mayor valor.\nEn la industria, los tanques a presión se diseñan para funcionar con seguridad a una presión y temperatura específica, un recipiente que se diseña inadecuadamente para manejar una alta presión constituye un significativo peligro de seguridad, debido a esto, el diseño y la certificación de los recipientes a presión están regidos por códigos de diseño tales como, el código de calderas y tanques a presión ASME, la industria estándar japonesa (JIS) , el CSA B51 en Canadá y otros estándares internacionales.\nTeóricamente, una esfera sería la forma óptima de un recipiente a presión. La mayoría de estos recipientes a presión se hacen de acero. Para fabricar un recipiente esférico, las piezas forjadas tendrían que ser soldadas juntas, y el acero seleccionado debe tener una alta resistencia al impacto para garantizar que el recipiente se encuentre en los estándares de seguridad internacionales. La mayoría de las vasijas a presión son arreglos de una tubería y dos cubiertas, tomando como ejemplo una forma económica de 1000 litros, 250 bar (14, 696 Psi, 101,33 KPa) de presión, un diámetro de 450 mm y una longitud de 6500 mm.\nLa masa mínima para una vasija a presión, con el volumen y la presión que lo contiene para una esfera, está dada por:\nDonde M es la masa, p es la presión, V es el volumen, ρ, es la densidad del material del recipiente a presión y σ es el máximo esfuerzo que el material pueda tolerar.\nUn tanque esférico tiene menos área superficial para un volumen dado que cualquier otra forma de tanque. A su vez la tensión del aro en la pared de una esfera es la mitad que la de un cilindro a la misma presión, de este modo si las paredes son hechas del mismo material, se esperara que el tanque esférico pueda soportar dos veces la presión del tanque cilíndrico, o a la misma presión, la pared del tanque esférico puede ser reducida a la mitad.\nEsfuerzos en paredes delgadas de vasijas a presión\nLa tensión de un recipiente de presión de paredes delgadas para un tanque con forma de esfera está dada por la siguiente ecuación:\nDonde σө es el esfuerzo en la dirección radial, p es la presión interna, r es el radio de la esfera y t es el grosor. Es importante hacer la salvedad que un recipiente puede considerarse de “paredes delgadas” si el radio es por lo menos 20 veces más grande que el grosor de la pared, (Richard Budynas, J. Nisbett, Shigley's Mechanical Engineering Design, 8th ed., New York:McGraw-Hill, página 108).\nEl esfuerzo en un recipiente de presión de paredes delgadas con forma de cilindro está dado por las expresiones:\nDonde σө es la tensión del aro en la dirección radial, σ long es la tensión en la dirección longitudinal, p la presión interna, r el radio del cilindro y t el grosor de la pared. En general los recipientes a presión son diseñados de acuerdo con el código ASME Secc. VIII y X, en estas reglas no requieren una evaluación detallada de todos los esfuerzos. Se reconoce que existen esfuerzos secundarios elevados flexionantes pero al admitir un factor elevado de seguridad y las reglas del diseño, estos esfuerzos serán compensados como regla general cuando se realiza un análisis más detallado de esfuerzos que permiten considerar esfuerzos admisibles mayores en lugar de usar un factor de seguridad elevado como el utilizado en el código. Un factor de seguridad elevado refleja una falta de conocimiento de los esfuerzos reales. El diseñador debe de familiarizarse con los diversos tipos de esfuerzos y cargas para lograr un diseño económico y seguro.\nPara 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 del American Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables los siguientes\nAPI Standard 620 (1990): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, son aéreos que operan a presiones de vapor menores a 2.5 psig y a temperaturas no superiores a 93°C API Standard 650 (1998): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, son aéreos que operan a presiones de vapor menores a 1.5 psig y a temperaturas no superiores a 121°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 taller 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 o verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650 1 .\nEstos estándares cubren el diseño, fabricación, inspección, montaje ensayos y mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenaje de productos 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 la que 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 solo materiales constructivos metálicos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio), etc.\nASME, Boiler and Pressure Vessel Code ( edith 2001), Section VIII y X: es\naplicable 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 Underwriters Laboratories (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\nPara el cálculo, diseño y construcción de estos equipos son cuatro las normas y códigos más difundidos y aceptados internacionalmente:\nASME, Boiler and Pressure Vessel Code ( edith 2001)\nEuropean Commitee for Standarization (CEN)\nCODAP 95 – French Code for Construction of Unfired Pressure Vessels\nTodos estas normas y códigos han sido a su vez reconocidos y aceptados en 1997 por el National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors de USA.\n3. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TANQUES\nUna buena prevención es útil, porque es la manera de obtener información, tendiente a conocer la condición física del tanque, la rata de corrosión, la causa de la corrosión, el estado del equipo accesorio y la vida útil del tanque.\nLa prevención se basa en un conjunto de inspecciones periódicas, en las cuales se debe distinguir entre las inspecciones externas, estando el tanque en operación y las inspecciones totales externas e internas con el tanque fuera de servicio.\nLas frecuencias entre inspecciones internas y externas del tanque dependen de factores como el medio ambiente, el producto almacenado y las condiciones del terreno.\nLos intervalos entre revisiones principalmente dependen de las características del fluido de producción del campo y la cantidad de sólidos presentes en el mismo.\nTanques de tratamiento de crudo\nTanques de fiscalización\nTabla 4 Intervalos entre revisiones de tanques. Los Autores\nLos principales puntos a tener en cuenta durante una revisión preventiva son los siguientes:\nEsta inspección suministra datos sobre el deterioro general del tanque y de los equipos accesorios anexos. Se debe cubrir:\nVías de acceso: revisar el estado de las vías de acceso y de los muros de\ncontención. Cimentación: revisar el estado del piso alrededor del tanque, del anillo de concreto y verificar los asentamientos diferenciales.\nIII. Drenajes: revisar el correcto funcionamiento de los sistemas de drenaje de aguas lluvias y de aguas aceitosas. IV. Conexiones de tubería: revisarlas para verificar escapes, corrosión, y el estado\nde la pintura de protección.\nConexiones a tierra. Revisar la correcta fijación de las conexione a tierra.\nEscaleras y plataformas verificar su fijación de las conexiones a tierra.\nParedes del tanque: revisarlas cuidadosamente para verificar grietas, corrosión,\ny el estado de la soldadura y la pintura. Tomar por lo menos una medida del espesor de la lamina por anillo, dando especial atención en la parte inferior del tanque, ya que es en este sitio donde se presenta un mayor deterioro de la pared. Bocas de inspección: observar la hermeticidad total de las tapas.\nIX. Techo: Revisar el estado general de las laminas del techo, tomar medidas del\nespesor de las láminas, verificar la centricidad del techo y el estado general del sello, el protector contra lluvias. Revisar que todo el equipo accesorio, funcione\nadecuadamente, esto incluye el medidor automático, cámara de ventilación automática, sistema de drenaje, colector central y boquillas. Revisar que la guía antigiratoria este en buen estado y completamente vertical, revisar las patas telescópicas asegurándose que funcionen adecuadamente. Revisar cada uno de los pontones y verificar su hermeticidad. X. Verificar que las tapas de las bocas de inspección ajusten bien, revisar la estructura de la escalera, guías correderas y sistema de movimiento.\nAdemás de los puntos ya tratados se deberán cubrir los siguientes:\nI. Fondo: Revisar cuidadosamente el fondo del tanque, revisar especialmente grietas, corrosión, asentamiento y deformaciones, tomar datos sobre el espesor de las laminas. Paredes: Revisar el estado general de las paredes, observar grietas, puntos\nde corrosión y capas de protección. III. Boquillas: Revisar interiormente las boquillas, para determinar grietas en los pegas de soldadura a las paredes. IV. Equipo accesorio interior: Revisar que todo el equipo interior del tanque\nfuncione adecuadamente, serpentín, agitador, la manguera de drenaje del techo y los drenajes. Techo: Revisar grietas, punto de corrosión y estado de la pintura de las láminas en el techo.\nUn producto químico (o un conjunto de los mismos) presenta un peligro potencial que puede desencadenar daños durante su transporte, descarga, almacenamiento o uso, ocasionando consecuencias graves en las personas, el medio ambiente y en las instalaciones de la planta industrial.\nCon el fin de evitar o atenuar las consecuencias de estos peligros, se deberá desarrollar: Sistemas de protección y mitigación, los cuales comprenden medidas de protección activa y pasiva adecuadas para defensa contra incendios y que pueden ser de dos tipos:\nA. Sistemas de protección y mitigación Pasiva: (reducen la consecuencias)\nmagnitud de las\n1. Distancias mínimas entre tanques e instalaciones.\n2. Muros de contención de derrames\n3. Medios para la conducción de derrames\n4. Muros protectores.\n5. Aislamiento térmico e ignifugación.\n7. Vías de acceso y escape.\n8. Inertización de espacios cerrados.\nMétodos de protección pasiva\n1. Distancias mínimas\nLa determinación de distancias mínimas entre:\nTanques y recipientes de almacenamiento Tanques de almacenamiento y las distintas unidades de proceso u otras instalaciones de la planta industrial • Fuentes de peligro y personas (personal de planta, personal de oficinas y edificios de la administración y población aledaña)\nEstas distancias mínimas se deben establecer ya que los efectos drásticos de un incendio, explosión y emisión tóxica y/o inflamable, disminuyen con el cuadrado de la distancia. Una vez ocurrido un accidente, ya sea químico o mecánico, las concentraciones tóxicas y/o inflamables, las radiaciones térmicas, sobrepresiones y/o proyección de restos de materiales o sustancias peligrosas, se transmiten o proyectan en todo el espacio que rodea a la zona del incidente y pueden extenderse en el peor de los casos hacia zonas aledañas a la planta industrial como en efecto dominó. Las consecuencias de estos accidentes son catastróficas si no se respetan mínimas distancias, debidamente calculadas y estipuladas en normas reconocidas, entre las facilidades de la planta, que permiten la atenuación de los efectos dañinos. Veamos algunos ejemplos de los efectos provocados por el almacenaje de GLP.\nUna bola de fuego (se presenta en grandes esferas para almacenamiento de GLP) suele suponer quemaduras mortales en un radio de unos 350 m.\nDistancia bajo riesgo de proyectiles: hasta 800 m (esferas de GLP); 100 m (tanques de GLP); 46 m (otros casos) Área de riesgo grave: 400-500 m alrededor del epicentro (caso de grandes esferas de almacenamiento de GLP); 76 m para otros casos.\n2. Distancias mínimas establecidas por NFPA “Fire Protection handbook” Ante fuego localizado (para evitar su propagación): 15 m Entre un riesgo de explosión y otro incendio: 30 m Entre dos riesgos de explosión: 46 m Desde fuego abierto hasta zonas con vapores inflamables: 180 m • Plantas químicas y petroleras (sin GLP) a zonas residenciales como mínimo: 250 –300 m.\nTANQUES PARA ALMACENAMIENTO ATMOSFÉRICO (PIES)\nTANQUES PARA ALMACENAMIENTO A PRESIÓN (PIES)\nCentros de control de motores y subestaciones eléctricas\nÁreas para servicios de procesos\nTorres para enfriamiento\nUnidades de procesos con riesgo moderado\nUnidades de procesos con riesgo medio\nUnidades de procesos con riesgo alto\nTabla 5 Distancias recomendadas entre unidades para plantas químicas y petroleras según Industrial Risk Insurers (IRI).\nEQUIPO AL QUE\nCLASE II YIII ENTRE\n1590 Y 47780m 3\nTK TECHO FLOTANTE (477- 1590m 3 )\n1,5xDiámetro (100 min)\n1,5x Diámetro (100 min)\nTK TECHO FLOTANTE (1590m 3 -47700m 3 )\nTK TECHO FIJO PRODUCTOS I y\n1,5x Diámetro (100\nIII (1590-47700m 3 )\nTK TECHO FIJO PRODUCTOS\n(1590-23850m 3 ) RECIPIENTES DE ALMTO A PRESION\n(ESFERAS) RECIPIENTES DE ALMTO A PRESION (DEPOSITOS PUROS)\nTabla 6 Distancias recomendadas entre tanques de almacenamiento en plantas químicas y petroleras\nObservaciones: * Para productos de clases II y III, 5 pies es aceptable y ** O para productos de clases II o II a temperaturas >200 ºF Distancias mínimas en pies: 1 pies = 0,305 m. D = diámetro del tanque mayor 1 barril = 42 galones = 159 litros y ºC = (ºF-32) x 0,555\nEstas tablas y sus recomendaciones son muy importantes ya que tendrán una marcada influencia en el diseño del layout de planta. Sus exigencias impondrán en el proyecto ciertas limitaciones con las que habrá que trabajar a la hora de optimizar este trazado.\nB. Sistemas de protección y mitigación Activas (dispositivos de seguridad que se activan automáticamente o manualmente)\n1. Protección e instalación para la lucha contra incendios.\n2. Cortinas de agua, pulverizadores.\n3. Válvulas de seccionamiento.\nLa operación de limpieza, básicamente comprende dos fases que son:\nExtracción y tratamiento de lodos.\nLimpieza de las superficies internas.\nEs importante coordinar simultáneamente las operaciones de extracción y tratamiento de los residuos generados, e integrarlas en un proceso general de limpieza.El proceso de limpieza, genera dos tipos de residuos como son: lodos y agua de lavado.\nLos lodos que se acumulan en los tanques de almacenamiento pueden llegar a ocupar varios metros cúbicos de su volumen, generalmente consisten de materiales orgánicos tales como mezclas de hidrocarburos, parafina, asfáltenos, materiales resinosos y sustancias inorgánicas como partículas finas, residuos metálicos y agua. La consistencia de los lodos varía desde líquidos, semi sólidos y material difícil de bombear.\nExisten muchos factores que controlan la formación de los lodos en los tanques, el más importante es la oxidación de los materiales orgánicos presentes en el crudo, el proceso de oxidación ocurre debido al cambio de temperatura en el ambiente. También puede ocurrir por las cargas electrostáticas formadas en el bombeo de los productos, estas cargas permiten la oxidación de los componentes del crudo. La coagulación de los componentes del crudo con el agua es otro elemento que permite la formación de lodos. Los sedimentos, arena, partículas finas y residuos metálicos permiten la precipitación de los lodos, esto se confirma por el alto porcentaje de estas sustancias presentes en el análisis de los lodos. La precipitación de las parafinas es otro de los factores importantes que contribuyen a la formación de lodos, ésta precipitación puede ser debida a la diferencia de temperatura entre el día y la noche lo cual permite la separación de las ceras en forma de lodos. Algunos de los problemas que son atribuidos a los depósitos de lodos en los tanques de almacenamiento incluyen:\n- Pérdida de hidrocarburos atrapados en los lodos (no aprovechable).\n- Reducción en la capacidad de almacenamiento, que puede estimarse entre 800 y 2000 por unidad de tanque de crudo, con capacidad de almacenamiento superior\na 100.000 bbls.\n- Alta concentración de sedimentos localizados en la parte baja del tanque,\ncausando inconvenientes en la operación de desalado.\n- El crecimiento de los lodos puede interferir en la operación del techo flotante.\n- Problemas en el drenaje del tanque.\n- Aumento en el mantenimiento de la bomba, debido a la erosión en el impeller.\n- Formación de celdas de corrosión en la zona de los lodos.\nAguas de lavado:\nLas aguas de lavado, están formadas por una mezcla de agua, hidrocarburos, y sólidos, su tratamiento por decantación - flotación es sencilla, obteniéndose un líquido de calidad óptima para ser enviado a la planta de tratamiento biológico.\nInhalación de vapores de hidrocarburos.\nLa remoción de tapas en los huecos de inspección en el techo o en el cilindro y la retirada de una puerta de limpieza, va acompañada de escapes de gases provenientes del interior del tanque.\nPor esta razón, al ejecutar estos trabajos es casi obligatorio el uso de máscaras de respiración.\nUn método muy efectivo y adecuado de ventilar un tanque es mediante el uso de\nun extractor con vapor o aire instalado en el hueco de inspección del techo.\npuesta en marcha del extractor se debe hacer simultáneamente con la remoción de las tapas de los huecos de inspección y/o las puertas de limpieza,\ndisminuyendo así el riesgo de tener un escape serio de gases peligrosos en el\nmomento de la adyacente.\napertura, los cuales podrían extenderse por toda el área\nCuando ya no es posible el retiro del lodo por medio de la bomba de achique, se debe entonces recurrir a la remoción manual por medio de rastrillos de madera, empujando el lodo hacia las puertas de limpieza. Dependiendo de la naturaleza del lodo los hombres que entren al tanque deben usar, aparatos de respiración de aire fresco, ropa impermeable, guantes y botas. Mientras se efectúa la limpieza interior del tanque, se debe mantener además una buena ventilación, una protección adecuada para los hombres que están manipulando los lodos.\nUna buena práctica para reducir el contenido de gases peligrosos dentro del tanque, es efectuar la limpieza con los extractores de techo funcionando a plena capacidad y con gente debidamente protegida con aparatos de respiración de aire fresco, además, es la de revolver con agua a presión desde los huecos de inspección los lodos, con esto se logra que los gases y vapores atrapados sean evacuados fácilmente por el extractor, este procedimiento se continua hasta que la prueba de gases certifique que el contenido ya ha rebajado a niveles aceptables. Para la limpieza final después de retirada la mayoría de lodo, es útil usar mezclas\ndetergentes con queroseno, detergente y agua, sin embargo, la selección del limpiador es cuestión de preferencia, aunque es bueno recordar que se debe evitar el uso de solventes tóxicos e inflamables.\nCuando la concentración de vapores de hidrocarburos dentro de un tanque es menor que 500 ppm, aproximadamente un 4% por debajo del menor limite de inflamación se puede juzgar que el tanque está libre de gases.\nIgnición de los Vapores de Hidrocarburos\nNo se puede permitir ningún equipo que pueda dar origen a igniciones de la vecindad del tanque, hasta que se halla constatado la ausencia de vapores en la misma, de ser necesario su utilización, se debe localizar bastante lejos del tanque, fuera del muro y teniendo en cuenta la dirección del viento para evitar que esté arrastre los vapores del tanque al sitio de peligro.\nSolo es permitido dentro del tanque el uso de linternas o lámparas con baterías de bajo voltaje hasta que se halla extraído todos los vapores peligrosos del tanque. Las luces portátiles usadas fuera del tanque deben ser del tipo a prueba de explosión.\nDurante la limpieza con chorro de arena a presión y la aplicación de pinturas solo son permitidas dentro del tanque, luces con protección a prueba de explosión, con cables de alimentación con una especificación no inferior a encauchetados 2 x 12 para 600 voltios, en lámparas de 1000 watios.\nCuando se drenan lodos en tanque de techo flotante es aconsejable hacerlo desde dos o cuatro puntos opuestos en la circunferencia del tanque, para prevenir la inclinación del techo antes de que quede soportado sobre las patas. Un techo inclinado puede accidentalmente causar una chispa por fricción. Las boquillas de las mangueras de agua deberán tener conexión a tierra.\nEl tipo de limpieza en el tanque dependerá de las futuras operaciones a realizar bien sea inspección, reparaciones menores, mayores o modificaciones. Sin embargo, cuando dentro de estas operaciones futuras se contempla la aplicación de calor, además de una desgasificación total y una excelente ventilación, se debe poner especial cuidado a la limpieza ya que algunos residuos de hidrocarburos líquidos pueden permanecer en las siguientes partes:\n1. Los huecos de los soportes del techo.\n2. El drenaje articulado en tanques de techo flotante.\n3. Los serpentines de calentamiento.\n4. Los codos o las carretas de tubería.\n5. Entre las estructuras soportes del techo.\n6. Los bolsillos de instrumentos.\n7. El espacio anular en la periferia del sello en tanques de techo flotante.\nPor ello antes de iniciar cualquier trabajo de corte o soldadura en la vecindad de esas áreas, se debe primero estar seguro que NO existen gases o vapores peligrosos. Los vapores que persisten en el espacio anular de la periferia de los sellos de techos flotantes, se dispersan mejor, removiendo algunas secciones del sello y soplando el espacio completamente con aire o vapor.\nCon la introducción de materiales modernos como las resinas Epóxicas, muchas reparaciones que correspondían antes a trabajos en caliente, son ahora ejecutadas en frio, de allí la necesidad de realizar una evaluación de los riesgos y de la economía en tiempo y dinero que significa uno y otro.\nEstas especificaciones, cubren los requerimientos para la limpieza de superficies de acero, antes de pintar o recubrir. El grado de limpieza metal blando “White Metal Blast Cleaning” (grado 3 ivas o SSPC - 5C), mediante el cual la superficie, una vez limpia, presenta un aspecto de metal blanco o gris en apariencia, e involucra la eliminación de todo óxido visible, escamas de laminación, pinturas y contaminantes, dejando una superficie ligeramente áspera y en buenas condiciones para recubrir. Procedimiento\n1. Las capas gruesas y excesivas de herrumbre, pintura u otros materiales extraños que se hallen aglomerados, deben ser removidos totalmente mediante el uso de herramientas manuales tales como cinceles, raspadores, raquetas, lijas, cepillos.\n2. Partículas extrañas como grasas, aceites, manchas, óxidos o cualquier otra clase de sustancias deben ser removidas. Pueden utilizarse solventes que actúen como limpiadores químicos, y con cepillos de fibra gruesa o alambre que ayuden a dicha operación. No debe ser usado dos veces el mismo solvente. La superficie debe limpiarse y secarse con fibras de algodón nuevas.\n3. Cuando se ha soldado con electrodos que forman depósitos de escoria sobre la soldadura y alrededor de ella, es conveniente retirar todo material ajeno a la soldadura empleando limas cepillos de alambre u algunas herramientas de potencia como esmeril.\n4. Posteriormente se efectuara limpieza con chorro de arena.\n5. Aplicación de recubrimiento; la pintura será especificada por el grupo de ingeniería de petróleos; su aplicación será determinada de acuerdo a la recomendaciones de la casa fabricante.\n1. La clase de Sand – Blasting es intermedia; la superficie será limpiada con golpe de aire acompañado de partículas de arena o de cuarzo de un tamaño 18 – 24 MESH. Tanto el aire como la arena o cuarzo a utilizar, deben ser lo suficientemente secos, por lo cual esta limpieza no debe hacerse sobre superficies que puedan humedecerse después de la limpieza o antes de ser recubiertas, al igual que cuando las condiciones ambientales de humedad son tales que pueden formarse\ncantidades de óxido. La superficie una vez preparada, debe ser recubierta con pintura antes de que cualquier clase de óxido se forme; de otra manera la aplicación del recubrimiento no es óptima.\n2. Cuando se tenga la superficie limpia, esta debe ser soplada, con aire seco a presión para eliminar el polvo y partículas con el fin de que estos no dañen las propiedades de duración del revestimiento.\n3. El grupo de ingeniería será el encargado de recibir la zona preparada, y podrá rechazar toda o partes de ella; si están son rechazadas deberán ser limpiadas otra vez hasta las especificaciones solicitadas.\n4. Para el caso que se presente que una superficie metálica no debe ser limpiada totalmente, por encontrarse parte de su recubrimiento en buen estado, el límite de limpieza será el de la superficie adyacente, siempre que el recubrimiento de ésta, presente la suficiente adhesión en tal forma que no puede ser levantado por una navaja o metiendo un punzón a través de él.\n5. La profundidad de detención a tomarse para obtener la superficie apta, debe ser 1/3 del espesor del recubrimiento pedido y ha de ser metida del fondo de la picadura más profunda al tope de la protuberancia normal.\n6. Después de diez horas de limpieza con chorro de arena, se suspende la operación con el fin de inspeccionarla e iniciar el recubrimiento sí la superficie es apta.\n7. Teniendo en cuenta el grado de humedad, la existencia de atmósferas industriales y la formación de una nueva oxidación, el periodo máximo que a de transcurrir entre la terminación de la limpieza, el visto bueno del grupo de ingenieros de petróleos a una área preparada y a la iniciación de la aplicación del recubrimiento, será de 2 horas.\nLa inspección, evaluación, reparación y reconstrucción almacenamiento atmosféricos, se basa en la norma API 653 2 .\nEn la siguiente tabla se resumen algunos requerimientos de inspección dados por la norma API 653 2 , para monitorear la integridad de los tanques de almacenamiento y prevenir todas las posibles fallas que pudieran presentarse en el tanque.\nPERIODO DE INSPECCIÓN\n10 años máximo(20 años máximo\nconociendo las velocidades de corrosión\ncon experiencia disponible\nTabla 7 Requerimientos de Inspección .API 653\n2 API Standard 653 (1998)\nDentro de las técnicas de inspección interna y externa de los tanques de almacenamiento atmosféricos se encuentran:\nEs una técnica básica utilizada para detec tar la corrosión en el fondo interno del tanque, se limita por su incapacidad para detectar defectos internos y problemas serios de corrosión que generalmente ocurren en el fondo externo del tanque, además el tanque debe estar fuera de servicio, y el piso debe limpiarse para realizar la inspección.\nEvalúa defectos internos tales como porosidad, incrustaciones, grietas, variaciones de geometría, variaciones en la densidad, e irregularidades en el alineamiento y montaje.Dentro de las limitaciones está el alto costo, y la falta de indicación de la profundidad del defecto.\nEste método se usa para medir el espesor de la lámina del fondo y así, detectar si hay algún adelgazamiento de la placa debido a la corrosión del fondo externo. Sirve para evalúar defectos internos como grietas, porosidad, incrustaciones, delaminaciones, textura, y espesor.\nEs un método muy sensible a las grietas, pero se dificulta la inspección en partes muy pequeñas y delgadas, además es una técnica muy lenta por la necesidad de usar un acoplante basado en agua o crudo entre el palpador y la lámina bajo inspección.\nPor lo general, éste método se utiliza una vez se ha establecido el área de corrosión por otro método de inspección más rápido, determinando el espesor remanente de la placa del fondo. La prueba de ultrasonido se realiza una vez el piso del tanque esté totalmente limpio,y luego se combina con las técnicas de inspección visual y partículas magnéticas.\nEvalúa defectos superficiales e internos, grietas, porosidades, inclusiones, variaciones de permeabilidad. Es aplicado en materiales ferromagnéticos y soldaduras, su principal desventaja es la dificultad en el alineamiento del campo magnético. Su acción penetrante es especial para detectar las inclusiones y se requiere que las superficies a evaluar estén limpias.\nEvalúa defectos abiertos a la superficie como grietas, y porosidades. Las superficies a evaluar deben limpiarse antes y después de la prueba. En algunas ocasiones los defectos pueden estar enmascarados y no ser visibles.\nCaja de vacío:\nEvalúa las fugas en las juntas, áreas de picado, y corrosión intergranular. Es un método relativamente económico, pero la labor de prueba es muy intensa. Se usa especialmente para detectar las fugas luego de que el tanque ha sido reparado, por lo general, no se aplica sobre el área total del fondo. Se utiliza también en tanques de doble fondo para detectar las fugas en las juntas soldadas.\nEvalúa la propagación de las grietas, fragilización, defectos estructurales, y películas de corrosión, se aplica especialmente a fondo de tanques, tuberías, materiales metálicos y no metálicos. No requiere que los tanques estén fuera de servicio, permite la detección a tiempo de las primeras etapas del stress corrosión cracking. Los ruidos externos limitan la apl icación de la técnica, por la interferencia generada durante la inspección.\nEvalúa la corrosión por picado y otros defectos. Se aplica a fondo de tanques, y materiales metálicos. Es una prueba rápida y se escanea el área total del fondo a excepción de las áreas próximas a la pared o zonas donde los obstáculos físicos limitan el desempeño del dispositivo que realiza la inspección. La superficie a inspeccionar debe limpiarse previamente. La técnica de inspección más completa es el uso del flujo magnético, seguido por una inspección ultrasónica detallada en\nlas áreas sospechosas, la técnica de flujo magnético no es tan precisa en indicar el espesor del fondo como lo es la técnica de ultrasonido.\nFlujo magnético y corriente de Eddy:\nEs uno de los últimos desarrollos en métodos de inspección, combina el flujo magnético y la corriente de Eddy, detectando simultáneamente los defectos que se encuentran por encima y por debajo del piso del tanque. La corriente de Eddy es sensible principalmente a las fallas presentes en el fondo interno, mientras que el flujo magnético incluye los defectos que están por debajo del piso.\nLa ubicación de los defectos solo es posible cuando las señales de la corriente de Eddy y del flujo magnético se alinean para comparar sus diferencias. Su desventaja, es que es un método aplicado a tanques fuera de servicio. Necesita el fondo totalmente limpio antes de la inspección.\nRobots con sistema de ultrasonido:\nEs una de las últimas tecnologías en inspección de fondos de tanques en servicio, utiliza robots controlados a distancia remota, los cuales son acondicionados con un arreglo de sensores de ultrasonido, Esta técnica de inspección se encuentra en desarrollo de investigación, con algunas aplicaciones comerciales.\nEs una técnica mediante la cual se evalúan las fugas presentes en el fondo del tanque, a través del uso de trazadores químicos, y probetas instaladas alrededor y debajo del tanque.\nCONDICIÓN DEL TANQUE\nInspección externa de partes fundidas ensambles eléctricos, materiales no metálicos\nDetección de defectos internos y medida de espesores\nmateriales ferromagnéticos, Soldaduras, etc\nDetección de fugas en juntas, soldaduras, tanques de doble fondo\nDetección de actividad corrosiva en fondo de tanques, atmosférica y paredes de vasijas a presión.\nInspección del fondo externo e interno al\ncorriente de Eddy\nmismo tiempo (picado).\nTabla 8 Principales técnicas para inspección en tanques atmosféricos. Los Autores\n3.3.2. Técnicas de inspección de fondo de tanques en servicio\nLa emisión acústica es una prueba no destructiva en la cual se analiza una estructura bajo esfuerzos. Se define como la “liberación de energía” de un material, causada por la actividad dentro de una estructura, la actividad es el resultado de la acción de una fuerza estimulante tal como la presión ejercida sobre un tanque de almacenamiento contra un defecto estructural. De esta forma, una grieta, fuga o imperfección en una estructura cargada emitirá ondas de sonido, estas ondas viajan desde su fuente de origen hacia los sensores piezoeléctricos colocados sobre el tanque, con el fin de que el sonido de las ondas se transforme en señales eléctricas. Estas señales eléctricas se amplifican, filtran, y almacenan en el disco de una computadora, donde se analizan los datos recolectados emitiendo la severidad y localización de dichos defectos. La mayor ventaja de este método, es su capacidad para inspeccionar y determinar el estado del fondo de un tanque sin necesidad de realizar las operaciones de vaciado y limpieza del tanque, lo cual aumenta el costo de una operación de inspección. Por tanto, aunque esta técnica se conoció hace varios años, sigue siendo hoy día ampliamente usada por su ventaja de inspección en servicio. La emisión acústica es una técnica pasiva que detecta los movimientos microscópicos de grietas o defectos actuando como un “oyente” de la estructura.\nCuando la técnica se aplica en tanques de almacenamiento se desarrollan las siguientes etapas:\nDetección y emisión de la actividad acústica de las alteraciones del fondo del tanque. Defectos tales como fugas turbulentas, corrosión y\npropagación de grietas pueden crear señales acústicas que serán capturadas por los sensores ubicados sobre la periferia del tanque.\n2. Las señales se analizan digitalmente para correlacionarlas con las posibles fuentes.\n3. La correlación entre la actividad acústica presente en el fondo de un tanque y el origen de la fuga o defecto de la estructura, se facilita si la actividad puede ser localizada gráficamente dentro del tanque, esto se logra a través de métodos tradicionales que son afines a la triangulación de las señales sincronizada ó de métodos más avanzados como el de análisis por eco.\nRobots con sistema de ultrasonido\na. Robot El Maverick\nEl Maverick es un sistema de inspección de servicio resistente, para tanques de almacenamiento sobre el suelo. Este sistem a realiza la inspección del piso interno de un tanque mientras se encuentra sumergido en productos refinados del petróleo y químicos.\nEl robot es una plataforma de inspección sumergible, purgada y presurizada controlada a distancia, viaja al interior del tanque utilizando ruedas de tracción; dentro de su instrumentación abordo está un sistema multi - canal de sensores ultrasónicos para trazar el mapa y correlacionar los datos de espesor del metal, y un sistema de video para registrar las inspecciones y la posición de trayectoria de los sensores.\nb. Robot Neptuno\nNeptuno está comprendido por un vehículo robot de arrastramiento, el cual transporta los sensores visuales y ultrasónicos, también posee un sistema de posición acústica para controlar y graficar la localización del robot y por último una consola de control remoto que utiliza un software para visualizar, planear y controlar la operación. El Neptuno está diseñado para ser sumergido en ambientes de alto riesgo, como son los productos petroquímicos explosivos. Este sistema puede suministrar un registro visual de cada junta soldada en el tanque usando a bordo una cámara de color, también provee un mapa de espesores de la lámina del fondo usando un arreglo de sensores ultrasónicos de medida de espesor. Se trabaja especialmente en tanques con techo cerrado y abierto, que almacenan productos derivados del petróleo como el kerosene, gasolina, JP-1A, y otros hidrocarburos livianos, se está trabajando para que el sistema Neptuno pueda inspeccionar internamente los tanques de techo flotante, que representan en Estados Unidos el 40% de los tanques atmosféricos.\nMétodo de trazadores:\nLa compañía Tracer Research Corporation, desarrolló una técnica en la detección de fugas llamada “Tracer Tight” altamente sensible, con el objetivo de eliminar los derrames de los productos almacenados, en el suelo sobre el cuál se ubica el tanque. Esta técnica patentada consiste en el uso de trazadores químicos altamente volátiles; la prueba como tal se realiza inoculando el tanque con una cantidad extremadamente pequeña de indicador químico, las probetas se instalan alrededor\ny debajo del tanque de almacenamiento y adyacentes a las líneas, lo cual permite al técnico recolectar las muestras de vapor o gases del suelo. Si se presenta una fuga, el indicador o trazador se evacuará hacia el interior del suelo. La cromatografía de gases se utiliza para detectar el rastreador o indicador en concentraciones de 10 partes por trillón, lo que permite al investigador identificar y localizar fugas muy pequeñas.\nCon el ánimo de ilustrar las consecuencias que trae la corrosión en tanques de almacenamiento de hidrocarburos, se presenta un accidente ocurrido en un campo de Holanda en el 2005 (http://www.hse.gov.uk/comah/alerts/ong013.pdf), en donde el terminal de almacenamiento de petróleo contenía 7 tanques del almacenamiento de los cuales 4 tanques eran de almacenamiento de crudos con un volumen de 40000 m 3 cada uno: D1, D2, D3 y D4; 2 tanques eran multifuncionales de almacenamiento con un volumen de 24000 m 3 cada uno: D10 y D11 y un tanque pequeño D26, con un volumen de 730 m 3 que estaba fuera de servicio. El 12 de septiembre de 2005 una eventualidad menor ocurrió al tanque de almacenamiento D3, presentando una pequeña fuga de crudo en el fondo del mismo. En el momento del accidente principal ocurrido al tanque D2, se estaban realizando operaciones de limpieza e inspección en el tanque D3, el tanque D2 tenía el 75% de su volumen, el D4 estaba parcialmente lleno, el D10 estaba lleno en su totalidad y los tanques D1 y D11 estaban vacíos.\nFigura 6 Distribución de la terminal de almacenamiento. Tomada de\nde octubre de 2005 alrededor de las\n18.15h una gotera significativa fue\ndescubierta en el tanque D2. Los operadores del cuarto de mando de la refinería se alertaron por una disminución en el nivel de dicho tanque que contenía 37000 m 3 antes de su descarga, y por el aumento del escape en un corto periodo de tiempo, a tal grado que en 15 minutos estaba descargado casi en su totalidad el contenido inventariado del tanque, provocando una gran ola propagada que\nalcanzo varios metros\naltura del dique (\naproximadamente en volumen de 3 m 3) una pequeña cantidad de crudo fue derramada fuera del dique. Después de la descarga, el tanque del\nalmacenamiento se inclinó hacia delante, desapareciendo una parte de la fundición del tanque.\nLa brigada anti-incendios de la refinería, las brigadas de fuego de las comunidades aledañas y la defensa civil empezaron una intervención masiva, cubriendo el lugar afectado con espuma de ignición de fuego, afortunadamente no se presentaron incendios, inmediatamente después de controlada la situación se\nprocedieron a realizar las respectivas labores de limpieza del tanque de una manera segura.\nLos resultados que se obtuvieron después de analizar el tanque colapsado, mostraron que el fondo tenía una franja radial de aproximadamente 1,5 m de una zona del armazón del tanque que se encontraba fuertemente debilitada debido a la corrosión interna. Esta franja tenía una longitud de aproximadamente 35 m y una anchura de aproximadamente 20 cm y tomó forma de canal (Figura 3). Debido a la formación del canal se estancó agua que no podía ser evacuada causando una fuerte corrosión que disminuyó substancialmente el espesor del fondo del tanque de esa área.\nEl accidente comenzó inicialmente con una pequeña fuga que condensó la arena precipitada, la causa de que la fuga no haya sido visualizada se debió a que muchos orificios del anillo fueron llenados con crudos.\nLecciones para los usuarios de tanques del almacenamiento\nEl descubrimiento del problema: Estos accidentes indican la posibilidad de riesgos como consecuencia de fases no mezclables que pueden asentarse, una investigación de la posible presencia de tales fases debería formar parte de la identificación del fenómeno corrosivo, haciéndose necesario la realización análisis químicos que determinen el comportamiento corrosivo de estas fases (la composición química, el pH…etc.); por otro lado el canal que se formó en el tanque puede estar inducido por una combinación de factores, como el tamaño del tanque, la compresibilidad local de la fundición y un subsuelo relativamente elástico. Así mismo los canales no siempre son visibles por el ojo humano y su detección tardía provoca la corrosión local uniforme; ellos pueden trazarse realizando una investigación topográfica. Los mapas topográficos los realiza un topógrafo que mida el fondo del tanque del almacenamiento con un láser.\nEs un problema que la corrosión uniforme local induce a la formación de un canal al interior del tanque, la compañía debe tomar las medidas pertinentes para evitar una pérdida de contención como consecuenc ia de la corrosión. Tales medidas pueden ser:\n1. Evitar o limitar la presencia de productos corrosivos que pueden asentarse fuera\nde los alrededores del tanque.\n2. Mezclar los productos en el tanque del almacenamiento puede\nformación de fases insolubles.\n3. Hacer una remoción periódica de los productos asentados.\n4. Evitar la formación de\ncanales en el fondo. Teniendo\nrealización de pruebas hidrostáticas, se pueden generar nuevos precipitados.\n5. Planear inspecciones interiores basadas en la velocidad de corrosión. Este es\nun principio que puede encontrarse en la norma API 653. La velocidad de\ncorrosión interior puede determinarse analizando los productos precipitados, basándose en gráficos que indican la velocidad de corrosión global del material de construcción como una función del carácter corrosivo de estos residuos (por ejemplo la medida del PH). Fundamentadas en la velocidad de corrosión se puede determinar en cuánto tiempo el tanque del almacenamiento puede usarse seguramente antes de la inspección interior, cabe mencionar que estos cálculos e inspecciones deben realizarse periódicamente.\n6. Adaptación de técnicas de inspección internas. Para lograr una imagen total de\ntodos los cambios en el espesor del fondo de un tanque, es necesario examinar el fondo del tanque en su totalidad. Examinar el piso es muy útil para medir cambios súbitos de volúmenes en el mismo y hacer seguimientos graduales en el\nespesor de las láminas del fondo.\n7. Adicionar técnicas de inspección externa. Son especialmente útiles cuando hay\nuna gran incertidumbre en el fenómeno de corrosión y su respectiva velocidad; una técnica que puede ser empleada es la emisión de señales acústicas, en la cual se colocan micrófonos en la estructura del tanque para recibir la llegada de las ondas de sonido al tanque, se almacena cada onda de sonido y posteriormente se calcula su procedencia por medio de un software, por lo general estas ondas están asociadas a una alta frecuencia en la actividad de corrosión, de este modo la técnica logra clasificar según su severidad los grados de corrosión por letras que van desde la A (muy bajo), hasta la E (alta actividad de corrosión). Como una función de la detección de la actividad corrosiva se procede a realizar una inspección si se considera que el grado de corrosión es muy alto.\nPara efectuar una reparación en los tanques de almacenamiento, es necesario desocuparlos, para hacerlo se procede como se describe a continuación:\n1. Cierre la válvula de recibo del tanque que se va a sacar de servicio ajustando el\nvolante, para impedir que la válvula quede con paso de flujo.\n2. Instalar platinas ciegas en las líneas de vapor al serpentín (en las bridas junto al\ntanque) y en la línea de salida de condensado.\n3. cuando se programa la salida de servicio de un tanque, debe retirarse el nivel\ndel crudo con la bomba P – 201 A/B hasta el punto donde no cavite por bajo nivel\n(nivel mínimo 3` - 0”).\n4. Cierre la válvula de compuerta en la línea de entrega de crudo. Cierre la válvula\nde compuerta en la línea de retorno de crudo.\n5. el remanente del tanque se puede retirar al separador API (Skimmer) a través\nde las válvulas de drenaje.\n6. Para alcanzar la desocupación más completa posible, se puede instalar una\nmoto-bomba portátil, con mangueras flexibles a una de las válvulas de drenaje,\ndescargando el crudo al separador API (Skimmer).\n7. Otra forma de retirar el aceite remanente es haciéndolo flotar inyectando agua\nen el tanque, hasta que el nivel del crudo alcance el punto donde las bombas P-\n201 A/B lo puede tomar y enviarlo al separador API (Skimmer). Cuando las bombas estén tomando agua debe suspenderse la inyección de agua y parar las bombas.\n8. Antes de abrir la boca de inspección de 48” es conveniente, y como medida de\nseguridad, instalar platinas ciegas en las bridas de las líneas que conectan el tanque con el sistema. El operador debe medir el nivel del líquido dentro del\ntanque, para comprobar su desocupación.\nA continuación se cita un listado de actividades a desarrollar durante la reparación de un tanque:\n1. Instalar la bomba de achique, las conexiones de tuberías y los extractores para el retiro de gases. Los extractores van instalados en las bocas de inspección del techo.\n2. Desocupar el tanque efectuando los pasos mencionados anteriormente.\n3. Instalar ciegos en las bridas junto al tanque en todas las líneas que estén conectadas a este. Con el fin de evitar que por la acción de una de las válvulas de compuerta se introduzca nuevamente el crudo, causando daños en las actividades y al personal de mantenimiento.\n4. Abrir las bocas o huecos de inspección.\n5. Colocar en servicio los extractores para desgasificar el tanque.\n6. Poner agua hacia el tanque para hacer un lavado inicial.\n7. Ejecutar una prueba de gases explosiv os antes de que cualquier persona entre al tanque. Determine también los niveles de los gases que se encuentren en las proximidades del tanque en mantenimiento.\n8. Verificar el bloqueo uniforme del techo sobre patas de soporte.\n9. Efectuar la limpieza del tanque. Esta limpieza puede ser llevada acabo mediante un lavado con A.C.P.M. y agua.\n10. Retirar las válvulas de drenaje.\n11. Efectuar una prueba preliminar de flotación del techo o la membrana.\n12. Realizar una inspección.\n13. Desmontar el sello.\n14. Efectuar una revisión del recubrimiento epóxico, si es necesario retirar el recubrimiento actual y aplicar uno nuevo, lleva acabo el procedimiento que se describe a continuación del presente listado.\n15. Realizar una limpieza con chorro de arena (Sand Blasting) y aplicar la nueva pintura. Las porciones de la superficie que no se van a sujetar a abrasión puede protegerse recubriéndolas con un material suave como cera, plomo o hule.\n16. Revisar el sello, reemplácelo si presenta desgaste o fisuras.\n17. Montar el sello.\n18. Instalar las válvulas de drenaje.\n19. Hacer una prueba final de flotación del techo.\n20. Desbloquear el techo flotante.\n21. Retirar los ciegos.\n22. Llevar a cabo la limpieza exterior y si es necesario aplicar una capa de pintura.\n23. Arreglar las áreas adyacentes al tanque.\nLa base para las reparaciones y alteraciones será las normas API 650 1 . Todo el trabajo de la reparación debe ser autorizado por un inspector o un ingeniero experimentado en diseño de tanques de almacenamiento. La autorización para las alteraciones a los tanques del almacenamiento que obedezca a la norma API 650 1 no puede darse antes de la consulta y aprobación por un ingeniero experimentado en el diseño de tanque de almacenamiento. El inspector autorizado designará los puntos de mantenimiento de inspección requeridos durante la reparación o el proceso de alteración y documentación del mínimo para ser sometido en la realización del trabajo. El inspector puede dar la autorización general para las limitaciones o rutinas de reparación con tal de que este seguro. Todos los diseños propuestos, la ejecución de trabajo, los materiales, los procedimientos de soldadura, exámenes, y métodos de la comprobación deben aprobarse por el inspector autorizado o por un ingeniero experimentado en el diseño de tanque de almacenamiento.\n3.5 CALIBRACION DE TANQUES\nLa verificación y calibración de tanques de almacenamiento se hace con el objetivo de establecer los parámetros estándares con el fin de garantizar la confiabilidad de la información volumétrica.\n- Las labores de verificación y calibración de tanques se deben realizar con personal experimentado, respaldado por una firma con Sistema de Gestión de Calidad certificado para tal labor y teniendo en cuenta la siguiente frecuencia:\nVerificación de la calibración una vez cada cinco (5) años para tanques de fiscalización. Para los demás tanques esta verificación puede hacerse cada 10 años. Re-calibración (desarrollar una nueva tabla de capacidad) cada 15 años para tanques en servicios de fiscalización. Para los demás esta re- calibración se podrá hacer cada 20 años. • En casos excepcionales (cambio en la estructura físico - mecánica), se debe recalibrar inmediatamente.\n- Todos los tanques de almacenamiento para transferencia de custodia, deben contar con una tablilla informativa que contenga como mínimo: ventana operativa (rango de operación segura), capacidades mínimo-máxima, diámetro, altura de referencia, producto y gravedad API 650 1 (tabla de aforo), fecha de la calibración, fecha último mantenimiento, fecha del próximo mantenimiento y aforo, entre otros. - Toda escotilla de medición debe contar con una guía, pestaña ó cuña sobre la cual se ubica la cinta y se toma la lectura.\nLa altura de referencia debe verificarse:\nreparados Trimestralmente para tanques de más de un año en servicio.\nCuando en un tanque cambie su altura de referencia, la temperatura de operación ó la densidad del producto almacenado varíe en más de 2.5 API respecto de la cuál fue calibrado el tanque debe elaborarse una nueva tabla de aforo basada en las mediciones geométricas previas existentes, la cual debe estar a condiciones estándar y tener referenciado el rango de temperatura en que va a operar. Esta nueva tabla debe ser aprobada por Ministerio de Minas y Energía.\nConsiste en el proceso de determinar el volumen total e incremental del tanque en las condiciones de uso. La calibración de los tanques de almacenamiento se debe efectuar cuando su integridad mecánica se ve afectada por reparaciones o cambios estructurales ya sea por cambio en la inclinación, en el diámetro, en la altura de referencia o en el espesor de la lámina.\nLa toma de datos para tanques cilíndric os verticales, puede realizarse:\nsegún lo estipulado en las normas API –MPMS Capítulo 2, Sección 2 A “Medición y calibración de tanques cilíndricos verticales por el método manual de “Strapping” • según la norma API –MPMS Capítulo 2, Calibración de tanques. Sección 2B “Calibración de tanques cilíndricos verticales usando el método óptico de línea de referencia”.\nLa calibración del fondo del tanque se debe hacer usando el nivel óptico para nivelar el fondo del tanque, corregir defectos de pendiente, deformaciones e irregularidades en el mismo, evaluando la pendiente real y el volumen del fondo del tanque.\nEl nivel de producto en tanques de almacenamiento, puede realizarse empleando el método de medición a vacío ó el método de medición a fondo empleando las cintas adecuadas para cada caso; se permite medir a vacío empleando cinta a fondo siguiendo el procedimiento de medición a vacío contemplado en el API MPMS capitulo 3 sección 1 A numeral 3.1 A.9.4.2 esto es: se humedezca solamente la plomada y ésta esté graduada en milímetros en toda su extensión.\nEn cada área operativa se debe tener mínimo una cinta patrón con certificado de calibración vigente. Todas las cintas de medición que sean utilizadas deben ser de acero con plomada en bronce, conexión a tierra y deben ser verificadas antes de colocarlas en servicio contra la cinta patrón. Se deben realizar verificaciones mensuales del estado físico - mecánico de las cintas y dejar los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS Capítulo 3 sección 3.1 A Todas las cintas y plomadas debe estar graduadas en milímetros. En donde existan sistemas de medición automática de nivel, se debe realizar verificaciones periódicas de los niveles reportados por estos y los reportados por la medición manual con cinta. Cada vez que se realice la medición manual del tanque se debe registrar en una planilla los datos de la medida con\ncinta, la señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin determinar las diferencias en todos los niveles. Esta planilla de registro será una herramienta muy importante para que el personal técnico realice los correspondientes ajustes y calibraciones a los sistemas de medición automática. Cada negocio debe definir los periodos de verificación. Para todo tanque en servicio se deben dejar registros de las mediciones manuales efectuadas.\nPara realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:\nAntes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques ó sistemas.\nEn tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones (inicial y final).\n• Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua que esté en el techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo. En tanques de techo flotante se debe evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener alta incertidumbre. • Se debe utilizar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.\nNo deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión. Se debe cambiar la plomada y las cintas de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión de la punta combinados sea mayor de 1.0 mm. Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta que el tiempo de reposo mínimo requerido por un tanque que almacena productos refinados es de 30 minutos, mientras que el tiempo mínimo requerido por un tanque que almacena crudo es de 60 minutos. Los productos refinados de color claro deben medirse con una cinta cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para poder establecer con claridad el corte en la plomada y determinar con exactitud la cantidad de producto en el tanque. La persona que toma medidas en los tanques, está en la obligación de informar a su supervisor sobre la pérdida de cualquier objeto en el interior del tanque. Es recomendable e importante mantener drenados los tanques, de tal forma, que la cantidad de agua libre siempre sea mínima. En el lapso de tiempo que va entre la toma de la medida inicial y la medida final se debe evitar la operación de drenado del tanque. Toda operación de drenado del tanque se debe efectuar con anterioridad al recibo ó despacho del producto contenido en el mismo. Para drenar un tanque, se debe abrir la válvula de drenaje lentamente con el fin de evitar la creación de un vórtice o remolino dentro del tanque que cause que el producto almacenado se mezcle con el agua. • Para el drenaje de un tanque se debe utilizar el tubo que ha sido especialmente instalado para desagüe, el cual en la parte inferior del\ntanque tiene un codo y niple conectados que llegan a un pozo recolector de aguas en el fondo, que permite el drenaje casi total del agua. Si el tanque no tiene este diseño, se recomienda que en sus reparaciones programadas se construya esta facilidad tal como indican las normas API 650 1 .\nDe los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha seleccionado el método de medición al vacío como el más indicado para determinar el nivel de producto utilizando una cinta para medición al vacío. Las cintas de medición a vacío tienen el “cero" de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto. La plomada debe tener forma rectangular.\nFigura 9 Cinta y plomada para método al vacío. Manual Único de Medición ECP, 2000\nEl procedimiento que se debe siguiente:\nseguir para realizar la\nmedición al vacío es\n• Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto registrado por la telemetría, en los tanques que utilizan dicho sistema, para utilizar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta). • Antes de iniciar el ascenso al tanque el operador debe desenergizarse tocando la baranda del tanque con sus manos (sin guantes). Leer y registrar la altura de referencia, tomándola ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo. • Conectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o de la escotilla de medición. • Abrir la escotilla de medición, esperando unos segundos para que los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.\n• Determinar matemáticamente la longitud de cinta a introducir en el tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada (aproximadamente 7 cm). • Bajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto permanente con la boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada. • Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.\nExtraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada. • Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.\nRegistrar las medidas en la bitácora de campo del operador:\n1. Si dos de las tres medidas son iguales ésta se puede reportar como válida, registrando la medida al milímetro más cercano.\n2. Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra no sobrepasa los 3 milímetros, la medida a tomar es el promedio de las tres, reportándola al milímetro más cercano.\n3. En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre 30 y 60 minutos dependiendo del tipo de fluido y realizar nuevamente la medición.\nPor último se procede a calcular la altura del producto de la siguiente forma:\nAltura del liquido = altura de referencia – lectura cinta – punto de corte\nseleccionado el método de medición a\ndeterminar el nivel de agua libre utilizando una cinta para medición de fondo. Esta cinta tiene el “cero” de la escala en la punta de la plomada. La cual hace\nascendente desde el cero de referencia de plomada que tiene forma cilíndrica hasta el nivel de fluido que marque en la cinta.\nEl procedimiento que se debe seguir para realizar\n• Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.\n• Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta cubrir toda su superficie sin cubrir la graduación de los números de la escala. • Abrir la escotilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición. • La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos (Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).\n• Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del líquido en la cinta. • Recoger la cinta hasta la marca de corte y registrar la lectura, verificando que el corte sea contínuo y claro indicando el nivel oficial de agua medido. Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. Registrar las medidas en la bitácora de campo del operador :\nEn tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia entre las tres lecturas de 5 mm; en este caso se reporta la medida aproximándola a los 5 milímetros más cercanos.\n3.6.4 Observaciones importantes para la medición\nEn los tanques de techo flotante se debe tener precaución de abrir el desagüe del techo en caso de lluvia, para evitar que el peso del agua allane el techo. • Para eliminar los riesgos por acumulación de electricidad estática, el operador debe mantenerse siempre en contacto directo con los pasamanos\no barandas perimetrales de tanques al subir antes de abrir la escotilla de medición para crear así un polo a tierra. • Todos los implementos de medición que el operador lleve al tanque (linternas, cintas de medición, PET, crema reveladora) deben ser transportados en una caja plástica de herramientas. NUNCA debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.\n• Debe evitarse la INHALACIÓN DE GASES que salen del tanque mientras la boquilla de medición esté abierta. La plomada de las cintas de medición deben ser de un material que no produzca chispas (bronce) y sea resistente a la corrosión. No se debe dejar las cintas de medición en los techos de los tanques. Estas deben llevarse a su lugar de origen, lavarse en ACPM o Queroseno y luego guardarse en una caja porta cintas. • Los trapos, botellas y otros objetos utilizados durante el procedimiento de medición deben bajarse de los techos y depositarse en lugar seguro.\n3.6.5. Determinación de temperatura\nEl objetivo de determinar la temperatura de un líquido es corregir los efectos térmicos sobre su volumen. La temperatura en tanques de almacenamiento debe realizarse con termómetro electrónico portátil verificándose mensualmente contra un termómetro patrón, el cual debe tener calibración vigente máxima de un año. La calibración de los TEP debe hacerse anualmente. En ambos casos se deben dejar los registros respectivos que muestren dichas verificaciones y calibraciones. Cada negocio es responsable de definir los procedimientos de verificación y calibración identificando las contingencias del caso.\nLa diferencia máxima entre el patrón y el equipo de campo no debe ser mayor que:\n+/- 1º F para termómetros de vidrio y de bulbo.\n+/- 0.5º F para TEP.\n+/- 0.2º F para medición dinámica de temperatura\nPara tanques de almacenamiento de GLP la medición de temperaturas se debe realizar localmente por inspección visual directa del operador a una distancia menor o igual a un metro. El termómetro debe ser instalado dentro del termopozo colocando glicerina como fluido de transmisión térmica. El bulbo o sensor de temperatura debe tener certificado de calibración vigente no mayor a un año. Para medir la temperatura en tanques de almacenamiento de GLP el termopozo y el sensor de temperatura, deben estar localizados físicamente en cualquiera de las tapas del tanque cilíndrico horizontal a una distancia máxima del fondo hacia arriba equivalente al 5% del nivel de fluido del tanque; siempre sumergido en la fase liquida. Se deben dejar los registros respectivos de dicha medición. En tanques de almacenamiento para la focalización cuyo nivel de producto sea superior a 3 metros se debe tomar tres (3) lecturas de temperatura, una en la parte superior (1 m por debajo de la superficie), la mitad y en la parte inferior (1 m antes de tocar fondo) del producto. La temperatura con la cual se liquida el producto es el promedio aritmético de las tres (3). En tanques de almacenamiento para transferencia de custodia cuyo nivel de producto sea inferior a 3 metros se tomara (1) lectura, en la mitad del líquido. Para tanques con capacidad menor que 5000 barriles y sin estratificación de temperatura se puede utilizar una lectura en la mitad del líquido.\nLos termómetros electrónicos portátiles (TEP) son el medio para la medición manual de temperatura en tanques. Deben estar equipados con un cable para conexión a tierra. Se considera que un TEP ha alcanzado estabilidad cuando la lectura varia por no más de 0.2 ºF en 30 segundos.\n• Procedimiento para la medición de la temperatura:\nLa temperatura del producto en cualquier tanque debe ser tomada simultáneamente con la medición de nivel. Para conseguir lecturas exactas se debe proceder de la siguiente forma:\n• Los termómetros electrónicos deben estar graduados en incrementos mínimos de 0.1 ºF o 0.1ºC. Verificar la operabilidad del termómetro. Verificar el exterior de la sonda para asegurarse de que esté limpia y no contamine el producto • Ajustar firmemente el cable de tierra del TEP a la compuerta del tanque o escotilla de la boca de medición. Bajar la sonda del TEP al nivel deseado. Levantar y bajar aproximadamente 30 cm por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión. Tabla 6. • Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de +/- 0.2 ºF (0.1ºC) durante 30 segundos, es momento de registrarla (con aproximación de 0.1ºF). • Si los niveles múltiples de temperatura son medidos en un tanque, (es decir se toman varias temperaturas a lo largo del contenido del tanque) registre la lectura de las medidas de las temperaturas de cada nivel en una\nlibreta, y promedie todas. Las lecturas redondeando el resultado final con aproximación de 0.1 ºF. • La temperatura se debe tomar de abajo hacia arriba (de fondo a superficie) en condiciones estáticas, debido a que en el fondo hay menor temperatura (gradiente de temperatura) que en la superficie y esto facilita la toma de datos y la estabilización de la temperatura en el equipo. En tanques que almacenan fluidos calientes, queda a discreción del operador, según el perfil de temperatura. Una vez se ha retirado el termómetro, cierre la boquilla de medición.\nNota: Para una mayor claridad del manejo de este tipo de termómetros ver Static Temperature Determination Using Portable Electronic Thermometers en el API MPMS Capitulo 7 (numerales 6.4 y 5.2). 3\n3 API MPMS Capitulo 7\n4. SELECCION DE LA CAPACIDAD DE LOS TANQUES\nLa capacidad de los tanques de almacenamiento se mide en barriles, se encuentran tanques de hasta 200000 barriles de capacidad, los cuales por su gran tamaño demoran varios meses para su construcción, además por su mantenimiento y limpieza son complicados.\nEn Colombia existen tanques de capacidad de 250, 500, 1000, 3000, 5000, 10000, 20000, 50000, y 120000 barriles\nLa selección de la capacidad de un tanque dentro de las facilidades de superficie depende de la ubicación de este dentro de las mismas:\n1. Estación de recolección.\n2. Sistema Tratamiento de crudo\n3. Estación de recolección y tratamiento\n4. Tanques de fiscalización de crudo\nComúnmente conocida como batería, es la estación central de recolección, tratamiento, prueba, almacenamiento y fiscalización del crudo producido por los pozos de un área. Está constituida por elementos con funciones específicas y unidas entre sí por medio de líneas, válvulas y controles.\nEl fluido del pozo llega al manifold de entrada, allí mediante válvulas y conexiones se envía a los diferentes separadores, en donde en el mejor de los casos se puede separar el gas, el petróleo y el agua libre.\nEn las estaciones de recolección se almacena agua y aceite, donde el contenido de agua no supera el 25-30% del liquido total. La capacidad de los tanques en las estaciones de recolección debe estar calculada como 2 (dos) días del potencial máximo de producción de líquido de los pozos que llegan allí.\nComo mínimo se debe tener 2 (dos) tanques por dos razones específicas, la primera se debe a operaciones de mantenimiento, y la segunda razón es que en caso de que no exista un medidor de flujo, se hace necesario medir la producción en los tanques, en caso de que existan los medidores de flujo se tienen para efectuar verificaciones.\n4.2 TRATAMIENTO DE CRUDO\nLa facilidad o dificultad en el tratamiento depende del tipo de emulsión, de las propiedades del aceite y del agua y de las proporciones en que se encuentren.\nEl principal objetivo del tratamiento de campo es neutralizar o destruir los agentes emulsificantes, para después separar las emulsiones.\nLa capacidad de los tanques para tratamiento de crudo\nmanejar de 8-12 horas, es decir del (33-50) % de la producción total de líquido de\ndeterminará qué tipo de emulsión\ncaracterísticas del agente surfactante y la respuesta a los diferentes métodos de tratamiento.\nLos siguientes factores forman parte de la selección definitiva del tratamiento a seguir:\n1. Dureza o apretado de la emulsión.\n2. Gravedad específica del aceite (crudo pesado, liviano o intermedio) y del agua de producidos.\n3. Cantidad del fluido a ser tratado.\n4. Porcentaje de agua presente en la producción.\n5. Salinidad del agua presente en la producción.\n6. Efecto corrosivo del aceite, agua o gas.\n7. Tendencia del agua a formar incrustaciones.\n8. Tendencia del crudo a formar parafinas.\n9. Presencia de agentes emulsificantes en la formación productora.\nPara el debido tratamiento de las emulsiones según el contenido de agua se tienen las siguientes facilidades de superficie.\nEs un tanque de lavado y asentamiento que permite el rompimiento de las emulsiones que vienen del separador y sirve para contenidos de agua menores al\nTiene una cámara de gas o bota, donde se separa el gas y luego es descargado a una línea de baja presión o a una línea de venteo al aire.\nPosee un tubo bajante por donde circula\nproducción del campo proveniente del separador general.\nEl control de la interfase agua / aceite y el espesor de la sección de asentamiento se mantiene mediante una pierna de agua externa o por medio de un control de nivel tipo interfase, dependiendo de las características del crudo o emulsión a tratar.\nDiseño de un Gun Barrel\nΔSG * d\nm ⎦ ⎥\nF = Factor corto – circuitante (1.0 para d < 48 in. y >1.0 para d > 48 in. Qo = Rata de flujo de aceite [bopd] μ = Viscosidad del aceite [cp] ΔSG = Diferencia entre gravedades específicas del aceite y el agua dm = Diámetro de las gotas de agua [micrones] d = Diámetro del tanque, [in]\n* h =\ntr = Tiempo de retención, [min] F = Factor corto – circuitante (1.0 para d < 48 in., y >1.0 para d > 48 in). Qo = Rata de flujo de aceite [bopd] h = Altura de la sección de coalescencia d = Diámetro del tanque, [in]\nEn los Gun Barrel la capacidad depende de la velocidad de asentamiento de las gotas de agua, es debido a esto que lo más importante es el diseño de las partes internas.\n4.2.2 Wash tank\nEste tanque de tratamiento tiene el mismo diseño de un Gun Barrel (tanque diseñado para el tratamiento de crudo) con la diferencia que se está tratando agua y no crudo, ya que de los 9.5 metros de altura del tanque el 75% es agua. La capacidad del Wash tank depende de la velocidad de ascenso de las gotas de aceite.\n4.2.3 Skim tank\nEn este tipo de recipiente se debe tratar agua producida, agua lluvia y agua de lavado. El tratamiento se escoge de acuerdo al contenido de aceite (1-5%) y se hace el debido tratamiento de aguas para inyección.\nRecipiente horizontal cilíndrico: lleno hasta la mitad, el diámetro y longitud horizontal del cilindro requeridos para operar con la mitad llena de agua puede ser determinados por la ley de stokes así:\nDi * Leff =\ndiámetro interno del recipiente pulgadas\nflujo de agua, bpd\nviscosidad del agua, Cp\ndiámetro de la gotita de aceite, micrones\nlongitud efectiva en la cual ocurre la separación, pies\nDiferencia en gravedad especifica entre agua y aceite\nEsta ecuación asume una turbulencia y un factor de corto circuito igual a dos. Cualquier combinación de Di y Leff que satisfaga esta ecuación son suficientes para permitir que las partículas floten.\nSin embargo solo aquellas combinaciones que también satisfagan el criterio del tiempo de retención debe ser seleccionadas, así el tiempo de retención se calcula como:\ntiempo de retención, minutos\nPara escoger el diámetro correcto y longitud se representa gráficamente Di vs. Leff para las dos ecuaciones anteriores. Cualquier combinación que satisfaga ambas ecuaciones es la adecuada.\nSe denomina tanque de proceso a cualquier tanque dentro de una planta, que sirva para almacenar y/o estabilizar la emulsión de los pozos.\nA la llegada de la estación de recolección si el petróleo y el agua se encuentran emulsionados se hace necesario remover el agua para obtener el petróleo con las especificaciones requeridas. Para esto es necesario aplicar un método de tratamiento o una combinación de estos; luego el petróleo fluye a los tanques para una posterior decantación y una vez cumpla con ciertos requisitos en transferido al oleoducto o transportado en carrotanques.\nEl gas separado es enviado\nsistema de compresión o\ndirectamente a su destino; el gas excedente o de venteo es descargado a la atmósfera o quemado en una tea. La capacidad de la estación de recolección y tratamiento es la misma referida para los numerales 4.1 y 4.2.\n4.4 TANQUES DE FISCALIZACIÓN DE CRUDO\nLa capacidad de los tanques de fiscalización es de 7 (siete) días del potencial máximo de producción de líquido de los pozos que llegan allí, como mínimo se debe tener 2 (dos) tanques.\nSELECCIÓN DE CAPACIDAD DE LOS TANQUES\nN .TANQUES (mínimo)