medicion estatica tanques salchicha

1

CONTENIDO

CAPITULO I

OBJETIVO

1.1 TEMA DEL PROYECTO------------------------------------------------------------------------- 9

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA------------------------------------------------------ 9

1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA--------------------------------------------------------- 9

1.3.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN-------------------------------------------------- 9

a) Objetivo General ---------------------------------------------------------------------------- 10

b) Objetivo específicos ------------------------------------------------------------------------ 10

1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO ------------------------------------------------------- 10

1.5 MARCO CONCEPTUAL ---------------------------------------------------------------------- 10

1.6 HIPÓTESIS DE TRABAJO ------------------------------------------------------------------- 11

1.7 ASPECTOS METODOLÓGICOS ---------------------------------------------------------- 12

a) Modalidad ----------------------------------------------------------------------------------- 12

b) Técnicas -------------------------------------------------------------------------------------- 12

c) Instrumentos---------------------------------------------------------------------------------- 12

d) Marco Conceptual -------------------------------------------------------------------------- 12

2

CAPITULO II

DEFINICIONES

2.1 CODIGO DE ETICA---------------------------------------------------------------------------- 13

2.2. DEFINICIONES--------------------------------------------------------------------------------- 14

CAPITULO III

TIPOS DE TANQUES

3.1. CLASIFICACION DE TANQUES --------------------------------------------------------- 25

3.1.1. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO --------------------------------------- 29

3.2. TERMINOLOGIA -------------------------------------------------------------------------------- 31

3.3. COMBUSTIBLES LIQUIDOS--------------------------------------------------------------- 37

3.4. TABLAS DE AFORO -------------------------------------------------------------------------- 40

3.5. PRECISION--------------------------------------------------------------------------------------- 41

3.6. PERDIDAS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO----------------------------- 41

3.7. PRECAUCIONES ------------------------------------------------------------------------------- 43

CAPITULO IV

MEDICION ESTATICA

4.1. ASPECTOS IMPORTANTES --------------------------------------------------------------- 50

3

4.2. NORMA API 3.1 -------------------------------------------------------------------------------- 51

4.3. FISCALIZACION EN TANQUES---------------------------------------------------------- 51

4.4. MEDICION AL VACIO----------------------------------------------------------------------- 52

4.5. MEDICION A FONDO ----------------------------------------------------------------------- 54

4.6. MEDICION EN ESFERAS ------------------------------------------------------------------- 56

4.6.1. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE VOLUMEN EN ESFERAS--- 58

4.6.2. PROCEDIMIENTO PARA CÁLCULO DE VOLUMEN EN SALCHICHAS 59

CAPITULO V

MEDICION DE CALIDAD

5.1. MUESTREO EN TANQUES ----------------------------------------------------------------- 62

5.1.2. LIQUIDACION DE VOLUMENES EN TANQUES ------------------------------- 64

5.2. MEDICION DE AGUA LIBRE-------------------------------------------------------------- 67

5.3. DETERMINACION DE LA DENSIDAD------------------------------------------------ 68

5.4. DETERMINACION DE AGUA Y SEDIMENTOS------------------------------------ 71

5.5. MEDICION DE TEMPERATURA --------------------------------------------------------- 74

4

CAPITULO VI

MEDICION AUTOMATICA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO

6.1. MIRILLAS----------------------------------------------------------------------------------------- 76

6.2. INDICADORES DE VIDRIO--------------------------------------------------------------- 78

6.3. FLOTADORES---------------------------------------------------------------------------------- 79

6.4. FLOTADORES TIPO MAGNETICO----------------------------------------------------- 80

6.5. APARATOS DE DESPLAZAMIENTO VARIABLE ---------------------------------- 81

Principio de Arquímedes ------------------------------------------------------------------------- 82

Principio de Desplazamiento Variable ---------------------------------------------------------- 83

Aplicaciones -------------------------------------------------------------------------------------- 83

6.6. SENSORES DE MEDICION POR PRESION------------------------------------------- 83

DIAFRAGMA --------------------------------------------------------------------------------------- 84

BURBUJA DE AIRE ---------------------------------------------------------------------------------- 85

CAPITULO VII

OPTIMIZACION DEL CÁLCULO PARA LA OBTENCION DE VOLUMEN EN TANQUES DE CRUDO, PRODUCTOS LIMPIOS,

ESFERAS Y SALCHICHAS DE GLP

7.1 OPTIMIZACION PARA CÁLCULO DE NIVELES DE TANQUES DE CRUDO

Y COMBUSTIBLES LIMPIOS.----------------------------------------------------------------- 87

7.2 OPTIMIZACION EN MEDICION DE ESFERAS PARA EL CÁLCULO

DE VOLUMEN.------------------------------------------------------------------------------------- 91

5

7.3 OPTIMIZACION EN MEDICION DE SALCHICHAS PARA EL CÁLCULO DE

VOLUMEN.------------------------------------------------------------------------------------------ 93

CAPITULO VIII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES: --------------------------------------------------------------------------------- 96

RECOMENDACIONES ----------------------------------------------------------------------------- 97

ANEXO NO. 1 ---------------------------------------------------------------------------------------- 101

ANEXO NO. 2 ---------------------------------------------------------------------------------------- 113

ANEXO NO. 3 ---------------------------------------------------------------------------------------- 171

ANEXO NO. 4 ---------------------------------------------------------------------------------------- 190

ANEXO NO. 5 ---------------------------------------------------------------------------------------- 198

BIBLIOGRAFIA ------------------------------------------------------------------------------------- 199

6

INDICE DE GRAFICOS

GRAFICO No. 1 TANQUE DE TECHO FLOTANTE ..............................................................26 GRAFICO No. 2 TANQUE CERRADO CON MEMBRANA ................................................26 GRAFICO No. 3 PARTES DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO .......................................30 GRAFICO No. 4 MARCAS DE REFERENCIA ......................................................................32 GRAFICO No. 5 PUNTO DE MEDICION.............................................................................33 GRAFICO No. 6 ALTURA DE REFERENCIA.........................................................................33 GRAFICO No. 7 AGUA DISUELTA EN SOLUCION LIBRE...................................................35 GRAFICO No. 8 SEDIMENTOS LIBRES Y SUSPENDIDOS....................................................36 GRAFICO No. 9 PERDIDAS POR EVAPORACION............................................................43 GRAFICO No. 10 MEDICION AL VACIO Y A FONDO .....................................................52 GRAFICO No. 11 CINTA DE MEDICION AL VACIO .........................................................53 GRAFICO No. 12 MEDICION AL VACIO...........................................................................54 GRAFICO No. 13 CINTA DE MEDICION A FONDO..........................................................55 GRAFICO No. 14 MEDICION A FONDO...........................................................................56 GRAFICO No. 15 TIPOS DE TOMAMUESTRAS ..................................................................63 GRAFICO No. 16 MEDICION DE AGUA............................................................................68 GRAFICO No. 17 EQUIPO USADO PARA MEDIR GRAVEDAD API.................................71 GRAFICO No. 18 EQUIPO USADO PARA DETERMINAR AGUA Y SEDIMENTOS ............73 GRAFICO No. 19 FLOTADORES MAGNETICOS................................................................81 GRAFICO No. 20 DIAFRAGMA..........................................................................................84 GRAFICO No. 21 BURBUJA DE AIRE..................................................................................85 GRAFICO No. 22 DOPPLER................................................................................................86 GRAFICO No. 23 RADAR ...................................................................................................86

7

INDICE DE FOTOS

FOTO No.1 TANQUES DE TECHO CONICO.....................................................................27 FOTO No.2 TANQUE A PRESION.......................................................................................28 FOTO No.3 ESCOTILLA DE MEDICION .............................................................................32 FOTO No.4 CINTA DE MEDICION .....................................................................................34 FOTO No.5 TANQUE DE ALMACENAMIENTO .................................................................50 FOTO No.6 MIRILLAS ..........................................................................................................77 FOTO No.7 INDICADORES DE VIDRIO .............................................................................78 FOTO No.8 FLOTADORES ..................................................................................................80 FOTO No.9 APARATOS DE DESPLAZAMIENTO VARIABLE ..............................................82 FOTO No.10 TABLA CALIBRACION TANQUE T.101 .........................................................88 FOTO No.11 PROGRAMA NIVEL DE TANQUES................................................................89 FOTO No.12 VERIFICACION DEL PROGRAMA ...............................................................90 FOTO No.13 TABLA DE CALIBRACION DE ESFERA GT-3601 ..........................................91 FOTO No.14 PROGRAMA PARA CALCULO DE VOLUMEN ESFERA GT-3601...............92 FOTO No.15 TABLA CALIBRACION SALCHICHA TGSH-01 .............................................93 FOTO No.16 TABLA DE FACTORES PARA CALCULO DE VOLUMEN DE GLP................94 FOTO No.17 PROGRAMA MEDICION DE VOLUMEN DE SALCHICHA ……….. 95

8

INDICE DE TABLAS

TABLA No.1 TIPOS DE COLORES PARA EL ALMACENAJE DE CADA PRODUCTO ......38 TABLA No.2 TABLA DE AFORO PARA TANQUE DE ALMACENAMIENTO......................40 TABLA No.3 DIFERENCIA DE LECTURA DE MEDIDA VS BARRILES ..................................41 TABLA No.4 PERDIDAS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO.......................................42 TABLA No.5 TABLA DE FACTORES PARA EL CALCULO DE GLP ................................... 57 TABLA No.6 TABLA DE MUESTRAS REQUERIDAS..............................................................64 TABLA No.7 TABLA DE RECOMENDACIÓN DE HIDROMETROS.....................................70 TABLA No.8 TABLA DE RECOMENDACIÓN DE TERMOMETROS…………………………71

9

CAPITULO I – OBJETIVO

1.1 Tema del Proyecto Optimización del sistema de medición Estática en tanques de almacenamiento de crudos

y derivados limpios (Gasolina, Diesel, Jet Fuel) y esferas de GLP

1.2 Planteamiento del Problema Dado que en el sector hidrocarburifero no existe un modelo eficiente de medición, capaz

de establecer un procedimiento de entrega-recepción de hidrocarburos y sus derivados

además de analizar diferentes tecnologías aplicadas a medición cada una con parámetros

de comparación diferentes, esto no significa que no sean exactos, el propósito de este

trabajo es establecer un procedimiento aplicable a la fiscalización de hidrocarburos

conociendo las diferentes tecnologías para una medición estática exacta y justa aplicando

normas internacionales como API, NIST, ISO, AGA, etc.

1.3 Formulación del Problema

Para la realización de este trabajo se propone identificar los elementos faltantes en la

medición de volúmenes en tanques, aplicando las normas internacionales establecidas

para ello y establecer un procedimiento aplicado específicamente a nuestro medio,

socializarlo con todas las partes involucradas y que al aplicarlo permita realizar un control

preciso tanto del productor como del fiscalizador.

1.3.1 Objetivos de la Investigación

10

a) Objetivo General Optimizar los sistemas de medición estática en tanques de almacenamiento de crudo y

derivados limpios (gasolina, diesel y esferas de GLP.), por parte de un ente de

fiscalización y control estandarizando procedimientos.

b) Objetivo específicos

• Comprender la importancia de efectuar una medición correcta y exacta de los

hidrocarburos y sus derivados

• Conocer las normas API-MMPS, AGA y su aplicación

• Efectuar correctamente la medición y liquidación de tanques en forma manual.

• Calcular manualmente las corridas de medidores para obtener el factor del

medidor teniendo en cuenta las variaciones de presión, flujo temperatura,

gravedad especifica

• Sugerir pautas para unificación de criterios

• Ayudar a minimizar desequilibrios volumétricos en los puntos de fiscalización.

• Establecer un procedimiento de fiscalización aplicable a la medición de

Hidrocarburos y derivados estandarizando parámetros de medición.

1.4 Justificación del Proyecto

Frecuentemente existen divergencias entre los entes de control y sus fiscalizados por las

diferencias que existen en cantidad y calidad, las cuales varían en centésimas pero que

en un lapso de tiempo estas se vuelven representativas.

1.5 Marco Conceptual

a) Marco Filosófico:

11

Sagrada Biblia

b) Marco Legal:

Disposiciones y Acuerdos Ministeriales emitidos por el ente regulador que para

este caso es el Ministerio de Minas y Petróleos a través de la Dirección Nacional

de Hidrocarburos.

c) Marco Normativo

Normas Internacionales como: ISO, API MPMS, ASTM, GPA, ANSI, ASME, ISA,

AGA.

d) Marco Comercial

Tiene que ver con lo establecido en los diferentes contratos, es decir esto es un

acuerdo de partes.

e) Marco Teórico

Factores humanos, de Proceso y diseño.

1.6 Hipótesis de Trabajo

Si se establece un procedimiento para la fiscalización basado en las obligaciones del

fiscalizador en el desempeño de su labor se pueden lograr los siguientes objetivos:

• Ser un agente multiplicador dentro de su grupo de trabajo para generar un espacio

de reflexión en la importancia de efectuar una medición correcta y exacta de los

hidrocarburos en la Industria del Petróleo.

• Efectuar correctamente la medición y liquidación de tanques en forma manual,

observando las normas de seguridad adecuadas

• Sensibilizarse en el cumplimiento de los estándares nacionales e internacionales

• Implementar métodos de medición más confiables de cantidad y calidad

• Ayudar a minimizar inconsistencias o desbalances volumétricos en los puntos de

fiscalización y Transferencia custodia de hidrocarburos y derivados.

• No perjudicar ni favorecer a ninguna institución o persona, sobre la base de un

trabajo profesional, ético, transparente, justo y eficiente.

12

1.7 Aspectos Metodológicos

Para la realización del trabajo se utilizaran los siguientes métodos:

• Método de Análisis

• Método de Síntesis

a) Modalidad

• Descriptiva

b) Técnicas

• Consultas con expertos

• Experiencias de campo

• Modalidad de trabajo

c) Instrumentos

• Manuales

• Libros

• Cursos

• Internet

• Planos

d) Marco Conceptual

• Definición de términos conceptuales

13

CAPITULO II- DEFINICION

2.1 CODIGO DE ETICA

Es necesario reconocer que la ética, en su concepto más puro, no debe ser objeto de una

reglamentación. La necesidad de tener un código, nace de la aplicación de las normas

generales de conducta a la práctica diaria. Puesto que todos los actos humanos son

regidos a la ética, también las normas escritas deben ser de aplicación general. En lo

referente al tema la Biblia por ser un libro de inspiración divina plasma un código de ética

referente a la medición:

• LEVITICO CAP 19 VER. 35-36: “ No hagáis injusticia en juicio, en medida de

tierra, en peso ni en otra medida. 36 Balanzas justas, pesas justas y medidas

justas tendréis. Yo Jehová vuestro Dios, que os saqué de la tierra de Egipto”.

• PROVERBIOS CAP 11 VER. 1: ” El peso falso es abominación a Jehová; Mas

la pesa cabal le agrada.

• PROVERBIOS CAP 16 VER. 11: “ Peso y balanzas justas son de Jehová:

Obra suya son todas las pesas de la bolsa”.

• PROVERBIOS CAP 20 VER. 10: “Pesa falsa y medida falsa. Ambas cosas

son abominación a Jehová”.

• PROVERBIOS CAP 20 VER. 23: “Abominación son a Jehová las pesas falsas,

y la balanza falsa no es buena.

• JOB CAP 31 VER. 6: “Péseme Dios en balanzas de justicia,

Y conocerá mi integridad”.

• DEUTERONOMIO CAP. 25 VER. 13: ” 13 No tendrás en tu bolsa pesa grande y

pesa chica”

• EZEQUIEL CAP 45 VER. 10:” 10 Balanzas justas, efa justo, y bato justo

tendréis”.

14

2.2. DEFINICIONES1

En el acuerdo Ministerial No. 389 publicado en el Registro Oficial No. 617 del 26 de

Septiembre del 2002 en su artículo 3 (ANEXO 1) se establece las definiciones de los

términos técnicos y operativos utilizados por este reglamento los cuales se detallan a

continuación:

AFORO: Es la determinación de la cantidad de hidrocarburos en reposo por mediciones

efectuadas en tanques fijos calibrados.

API: American Petroleum Institute

AREA DEL CONTRATO: Es la superficie y subsuelo en las cuales el contratista conforme

a la ley de Hidrocarburos, está autorizada en virtud del contrato para efectuar actividades

de exploración y explotación de hidrocarburos.

CAMPO: Es un área consistente de uno o varios reservorios limitados, todos ellos

agrupados o relacionados a una misma característica estructural geológica o condiciones

estratigráficas, en la que se tiene una o más acumulaciones de hidrocarburos.

CENTRO DE ALMACENAMIENTO: Es el conjunto de equipos e instalaciones utilizados

para la recepción, almacenamiento o distribución de hidrocarburos.

CENTROS DE FISCALIZACION Y ENTREGA: Son los sitios acordados por las partes

aprobados por la Dirección Nacional de Hidrocarburos o los determinados por la misma

Dirección, en donde se mide y se entrega oficialmente la producción de hidrocarburos.

CONTRATISTAS: Son las personas jurídicas nacionales o extranjeras legalmente

establecidas en el país o uniones de personas jurídicas, tales como consorcios o

asociaciones, delegadas por el estado para que exploren y exploten hidrocarburos.

DIRECCION NACIONAL DE HIDROCARBUROS: Es el organismo técnico –

Administrativo dependiente del Ministerio de Minas y Petróleos que controla y fiscaliza las

1 ACUERDO MINISTERIAL No.389 PUBLICADO EN EL R.O. No. 617 DEL 26 DE SEPTIEMBRE DEL 2002

15

operaciones de hidrocarburos en forma directa o mediante la contratación de

profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras especializadas.

DUCTOS PRINCIPALES: Son en general las tuberías y demás equipos e instalaciones

de transporte y almacenamiento necesarios para evacuar los hidrocarburos desde los

centros de fiscalización y entrega hasta los terminales de exportación o centros de

industrialización en el país, aprobados por el Ministerio de Minas y Petróleos.

DUCTOS SECUNDARIOS: Son la tuberías y demás equipos e instalaciones de transporte

y almacenamiento necesarios para evacuar los hidrocarburos desde los tanques de

almacenamiento en los campos de producción, hasta los centros de fiscalización y

entrega.

EXPLORACION: Es el planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios

geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de pozos

exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos.

EXPLORACION ADICIONAL: Es una actividad de las operaciones hidrocarburiferas que

dispone de un conjunto de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como

la perforación de pozos exploratorios y actividades conexas necesarias para el

descubrimiento de hidrocarburos adicionales al programa exploratorio mínimo.

EXPLOTACION: Desarrollo y producción.

FISCALIZACION: Las acciones que realiza la Dirección Nacional de Hidrocarburos para

controlar las operaciones que lleve a cabo PETROECUADOR o la Contratista, según el

caso.

FORMACION: Es el conjunto de capas estratigráficas genéticamente relacionadas entre

sí.

GAS SECO: (Dry gas o Lean gas), hidrocarburo en estado gaseoso, compuesto casi

exclusivamente de metano (CH4).

HIDROCARBUROS FISCALIZADOS: Son los hidrocarburos del Área del Contrato,

medidos en un centro de fiscalización y entrega o en los puntos determinados por la

Dirección Nacional de Hidrocarburos.

INFORMACION PRIMARIA: Es aquella obtenida inicialmente en el campo.

16

INFORME ANUAL DE OPERACIONES: Es el informe que debe ser presentado el primer

mes de cada año, en el cual se detalla las operaciones realizadas en el año inmediato

anterior, incluyendo los datos sobre exploración, producción, reservas, transporte,

refinación y otras actividades industriales, ventas internas, exportaciones, personal;

señalando los resultados obtenidos en comparación con el programa de actividades y

presupuesto de inversiones.

MINISTRO DE MINAS Y PETROLEOS: Es el funcionario encargado de la ejecución de la

política de hidrocarburos aprobada por el Presidente de la República, así como de la

aplicación de la Ley de Hidrocarburos para lo cual está facultado para dictar los

reglamentos y disposiciones que se requieran y para normar la industria petrolera.

OPERACIONES HIDROCARBURIFERAS: Son las actividades de exploración,

explotación, transporte, refinación, industrialización, almacenamiento y comercialización.

OPERADORAS: Son las empresas vinculadas contractualmente con las contratistas a las

que se les encarga la realización de una o más operaciones Hidrocarburiferas de acuerdo

con las legislación vigente.

PETROECUADOR: Es la Empresa Estatal de Petróleos del Ecuador, Petroecuador, con

personalidad jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera

y operativa, con domicilio principal en la ciudad de Quito, que tiene por objeto el desarrollo

de las actividades que le asigna la Ley de Hidrocarburos, en todas las fases de la

industria petrolera.

PERIODO DE EXPLORACION: Es el lapso que se inicia con la fecha de inscripción en el

Registro de Hidrocarburos y termina con la aprobación del Plan de Desarrollo.

PERIODO DE EXPLOTACION: Es el lapso que se inicia con la aprobación del plan de

Desarrollo y finaliza con la terminación del contrato.

PLAN DE DESARROLLO: Es el conjunto de actividades e inversiones estimadas que la

contratista se compromete a realizar para desarrollar los yacimientos de hidrocarburos

comercialmente explotables, producto de la explotación adicional realizada en el periodo

de Explotación.

PLAN DE DESARROLLO ADICIONAL: Es el conjunto de actividades e inversiones

estimadas que la contratista se compromete a realizar para desarrollar los yacimientos de

17

hidrocarburos comercialmente explotables, producto de la exploración adicional realizada

en el periodo de Explotación.

PLAN EXPLORATORIO MINIMO: Es el conjunto de actividades comprometidas que la

contratista se obliga a realizar durante el periodo de Exploración y sus correspondientes

inversiones estimadas.

POZO: Resultado de la perforación efectuada para descubrir o producir hidrocarburos,

inyectar agua o gas u otros objetos convencionales.

POZO DE DESARROLLO: Es aquel que se perfora en un campo hidrocarburifero con el

propósito de realizar la explotación de yacimientos el mismo que puede ser vertical,

direccional u horizontal.

POZO DIRECCIONAL: Es aquel que tiene una desviación mayor a 5° y men or de 80° de

la vertical, de manera que el hoyo penetra una formación productiva en coordenadas

diferentes al punto de partida en superficie.

POZO EXPLORATORIO: Es aquel que se perfora con el objeto de verificar

acumulaciones de hidrocarburos en trampas estructurales o estratigráficas o mixtas

detectadas por estudios geológicos o geofísicos.

POZO HORIZONTAL: Es un pozo dirigido con un ángulo de desviación comprendido

entre 80° y 90° se caracteriza por tener una secció n horizontal, la misma que buza en

forma paralela con el estrato y tiene un punto de entrada o aterrizaje y un punto de

finalización o salida.

POZO VERTICAL: Es aquel que penetra en un ángulo recto con relación al plano

horizontal.

PRODUCCION: Todo tipo de actividades en el Área del Contrato cuya finalidad sea el

flujo de Hidrocarburos, y que incluye la operación de pozos, equipos, tuberías, tratamiento

y medición de hidrocarburos y todo tipo de operaciones de recuperación primaria,

secundaria y mejorada hasta los centros de fiscalización y Entrega o los puntos de

fiscalización.

PROGRAMA DE ACTIVIDADES Y PRESUPUESTOS DE INVERSION ES: Son el

conjunto de actividades y de inversiones estimadas y/o de costos y gastos estimados que

18

la Contratista deberá presentar hasta el 01 de diciembre de cada año o en la fecha fijada

en el respectivo contrato; y que se propone realizar en el año siguiente.

PROGRAMA DE PERFORACION: Son el conjunto de actividades a realizarse durante la

perforación de un pozo, entre otras: brocas e hidráulica a utilizarse, fluidos de perforación,

conjuntos de fondo, datos direccionales, registros eléctricos, control litológico, tubería de

revestimiento, cementación, características de equipos de perforación, coordenadas

geográficas y UTM del conductor y objetivo, mapas geológicos y más relacionados.

PROGRAMA DE PRUEBAS Y COMPLETACION: Es el procedimiento de actividades a

realizarse en un pozo, con la finalidad de evaluar el verdadero potencial del mismo y

completarlo con el sistema de producción más adecuado.

PROGRAMA QUINQUENAL: Es el conjunto de actividades proyectadas y de inversiones

estimadas, propuesto por el contratista durante el periodo de explotación para los cinco

(5) años fiscales siguientes a la fecha de presentación de dicho plan. Este plan debe ser

actualizado anualmente, durante el periodo de explotación.

REPORTE MENSUAL DE PRODUCCION Y CALIDAD DE HIDROCAR BUROS: Es la

producción acumulada del mes anterior, del área del contrato, yacimiento y campo basada

en el reporte diario de producción de cada pozo de producción.

RESERVAS POSIBLES: Estimado de reservas de Petróleo o gas en base datos

geológicos o de ingeniería de áreas no perforadas o no probadas.

RESERVAS PROBABLES: Reservas cuya presencia en una zona determinada están

claramente demostradas pero que las condiciones técnicas y económicas actuales

impiden extraerlas, ya sea por el alto costo de extracción o por la poca fluidez de los

petróleos.

RESERVAS PROBADAS: La cantidad de Petróleo y gas que se estima recuperable de

campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.

RESERVAS RECUPERABLES: La proporción de hidrocarburos que se pueden recuperar

de un yacimiento empleando técnicas existentes.

SISTEMA DE TRANSPORTE: Es el conjunto de medios utilizados para trasladar

hidrocarburos de un lugar seguro a otro.

19

TASA DE PRODUCCION PERMITIDA: Es el máximo volumen de Petróleo crudo

producido por unidad de tiempo, por yacimiento, campo o pozo, aprobado por la Dirección

Nacional de Hidrocarburos de conformidad con el procedimiento establecido en este

reglamento.

TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS: Es una trampa de petróleo o gas que es el resultado de

cambios litológicos entre la roca reservorio y la roca sello, mas no la deformación

estructural.

YACIMIENTO: Es todo cuerpo de roca, en la cual se ha acumulado petróleo, gas natural

o ambos, y que se comporta como una unidad independiente en cuanto a mecanismo de

producción se refiere.

En el Registro Oficial No. 280 emitido el jueves 26 de febrero del 2004 se expide el

Acuerdo Ministerial No. 014 en el que se detalla el reglamento para el transporte del

petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la red de oleoductos

del Distrito Amazónico.

En el Capítulo I del presente documento también se detallan algunas abreviaturas y

definiciones que tiene directa incidencia con el tema que se está desarrollando y que a

continuación se detallan:

A.) ABREVIATURAS 2

ASTM: Sociedad Americana para pruebas y Materiales

BLS: Barriles

BPD: Barriles por día

BS&W: Sedimentos y el agua suspendidos en el petróleo bruto (Base sedimentos

and wáter)

DNH: Dirección Nacional de Hidrocarburos

MPMS: Edición más reciente del manual de Normas para medición de petróleo

publicada por el API

2 RECOPILADO DEL REGLAMENTO PARA EL TRANSPORTE DE PETROLEO CRUDO A TRAVES DEL SISTEMA DE OLEODUCTO TRANSECUATORIANO Y LA RED DE OLEODUCTOS DEL DISTRITO AMAZONICO, CAPITULO I LITERAL A

20

OTA: Oleoducto transandino

RODA: Red de oleoductos del distrito amazónico operado por PETROECUADOR

a través de Petroproducción.

SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano. Su punto inicial es la unidad ACT

de la Estación de Lago Agrio y su punto final es el conjunto de conexiones de las

dos líneas flotantes en las mono boyas de amarre del Terminal Marino de Balao,

incluye además las instalaciones principales de almacenamiento existentes en la

Estación de Bombeo Lago Agrio.

B.) DEFINICIONES3

BARRILES BRUTOS FISCALIZADOS: Es el volumen de petróleo crudo medido

en las unidades ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a

temperatura estándar de 60°F e incluido el volumen de BS&W.

BARRILES NETOS FISCALIZADOS: Es el volumen de petróleo crudo medido en

las unidades ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a

temperatura estándar de 60°F y restado del volumen de BS&W.

COMPAÑÍA PRODUCTORA: Es la compañía que mantiene un contrato con el

Estado Ecuatoriano por intermedio de PETRECUADOR, para la exploración y

explotación de Hidrocarburos, en cualquiera de las modalidades previstas en la

Ley de Hidrocarburos.

DRENAJE: Se refiere a volumen de agua evacuada de los tanques de

almacenamiento.

FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO: Es el improvisto imposible de resistir ni

ser controlado por las partes. Este concepto comprende, en armonía con el Art.

30 del Código Civil: terremotos, maremotos, inundaciones, deslaves, tormentas,

incendios, explosiones, paros, huelgas, disturbios sociales, actos de guerra

3 RECOPILADO DEL REGLAMENTO PARA EL TRANSPORTE DE PETROLEO CRUDO A TRAVES DEL SISTEMA DE OLEODUCTO TRANSECUATORIANO Y LA RED DE OLEODUCTOS DEL DISTRITO AMAZONICO, CAPITULO I LITERAL B

21

(declarada o no), actos de sabotaje, actos de terrorismo, acciones u omisiones por

parte de cualquier autoridad, dependencia u entidad estatal o cualquier otra

circunstancia no mencionada, que igualmente fuera imposible de resistir; y que

este fuera de control razonable de la parte que invoque la ocurrencia del hecho y

que ocasione la obstrucción o demora, total o parcial del transporte de petróleo

crudo.

MEDIDORES DE CONSUMO: Son los equipos de medición y registro de los

volúmenes de petróleo crudo que las estaciones de bombeo utilizan para

combustible de las maquinas principales del sistema.

OPERADORA: Es PETROECUADOR a través de la unidad correspondiente,

encargada de la operación, mantenimiento y administración del Oleoducto

Transecuatoriano Lago Agrio-Esmeraldas y de la Red de Oleoductos del distrito

Amazónico respectivamente.

PARTES: PETROECUADOR y las compañías productoras.

PERDIDAS O GANACIAS DE PETROLEO EN EL SOTE: Son las diferencias de

petróleo crudo causadas por la operación del SOTE entre el volumen bombeado a

partir de la unidad ACT de Lago Agrio y el recibido en Balao, deduciendo consumo

de estaciones de bombeo y entregas de Oleoducto en la refinería de Esmeraldas,

considerando exclusivamente las diferencias de inventarios en los tanques de

alivio de las estaciones y tanques de almacenamiento en Balao, oficializadas por

la DNH. Serán consideradas las pérdidas por derrames.

PERDIDAS O GANANCIAS DE PETROLEO EN TANQUES DE

ALMACENAMIENTO DE LAGO AGRIO: Son las diferencias de petróleo crudo

causadas por la operación de los tanques de almacenamiento de la estación de

bombeo de Lago Agrio entre el volumen recibido a través de las unidades LACT

de Lago Agrio y el volumen bombeado a través de las unidades ACT,

considerando la diferencia de inventario de tanques.

PETROLEO CRUDO: Es la mezcla de hidrocarburos que existe en fase liquida en

yacimientos naturales y que permanece liquida a condiciones atmosféricas de

presión y temperatura.

22

PESO RELATIVO: Es el peso resultante del producto del volumen en barriles

netos y la gravedad especifica del crudo.

GRAVEDAD ESPECIFICA: Es la relación del peso de un volumen dado de

petróleo a 60°F al peso del mismo volumen de agua a 60°F, ambos pesos

corregidos por el empuje del aire.

CENTROS DE FISCALIZACION Y ENTREGA: Son los sitios convenidos por las

partes y aprobados por el Ministerio del Ramo, equipados con unidades LACT,

donde se mide la producción de Hidrocarburos, se determinan los volúmenes de

participación de las partes y se entrega la participación del estado.

USUARIOS: Son las compañías productoras que utilicen el SOTE y/o RODA para

el transporte de su petróleo crudo.

UNIDAD ACT: Es un equipo especial utilizado para medir y registrar

automáticamente la transferencia de custodia de volúmenes, en barriles, de

petróleo crudo que se transportan por el Oleoducto Transecuatoriano. Está

constituido por el banco de medidores, toma muestras y –probador de medidores

en la estación de bombeo No. 1 Lago Agrio, de conformidad con las normas

internacionales. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y

recolección de muestras del centro de Medición del Petróleo y Crudo, que la

operadora transfiere al terminal petrolero de Balao y/o a las estaciones de bombeo

para consumo de sus unidades.

UNIDAD LACT: Son aparatos especiales para medir y registrar automáticamente

la transferencia de custodia por concesión de los volúmenes, en barriles, de

petróleo crudo producido en los diferentes campos u operaciones de producción,

así como de los volúmenes de hidrocarburos provenientes de instalaciones

industriales anexas, para luego ser transportadas por el oleoducto. Está

constituido por el banco de medidores, toma muestras y probadores de medidores

diseñados, instalados y equipados de conformidad con las normas API SPEC 11N,

API 2502 o su equivalente o la más reciente publicación u otra aplicada por la

23

DNH. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y

recolección de muestras del centro de Fiscalización y entrega de la producción de

Petróleo crudo, que lo usuarios hacen al RODA y/o SOTE.

VOLUMEN TOTAL DEL LLENADO DEL SOTE: Es el volumen de petróleo crudo

igual a la capacidad de empaquetamiento de la línea del SOTE, que se mantiene

en tránsito y en el cual cada usuario tiene participación porcentual fijada por la

DNH, en función de su aporte en volumen o de conformidad al ART. 3 de este

acuerdo Ministerial.

VOLUMEN MINIMO DE RESERVA DE SEGURIDAD NACIONAL: Es el volumen

de petróleo crudo establecido por el Ministerio del Ramo, que debe permanecer

almacenado en los tanques del terminal petrolero de Balao, por razones de

seguridad Nacional, en el cual cada usuario tiene su participación conceptual fijada

por la DNH, en función de su aporte en volumen o de conformidad al Art. 3 de este

acuerdo Ministerial.

FLUJO MAXIMO DE BOMBEO: Es el máximo caudal de petróleo crudo que

puede transportar el oleoducto. De acuerdo a sus características de diseño y a la

capacidad instalada disponible.

El plural incluirá el singular y viceversa. Las palabras no definidas en este

reglamento serán interpretadas de conformidad con las acepciones de cada uno

de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos y de los

correspondientes términos que se les da en la práctica de la industria petrolera

internacional.

24

CAPITULO III – TIPOS DE TANQUES

El almacenamiento de los combustibles en forma correcta ayuda a que las pérdidas

puedan ser reducidas, aunque no eliminadas, por las características propias de los

productos del petróleo.

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los

servicios de hidrocarburos ya que:

• Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones

de consumo.

• Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por

oleoducto o a destilación.

• Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.

• Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son

los únicos aprobados actualmente por aduana.

Una de las pérdidas que tienen mayor peso son las que se producen por variación de

temperatura; el color con el que está pintado el tanque tiene una gran influencia en la

disminución de las perdidas.

También se abordan aspectos de suma importancia a tener en cuenta para operar con

los tanques de petróleo, debido a que estos alcanzan alturas significativas, están

expuestos a los rayos de las tormentas eléctricas y producto de su contenido

(combustible), son flamables y pueden ocasionar accidentes. Sin embargo, hay un

número definido de normas de seguridad las cuales deberán ser seguidas estrictamente

para evitar lesiones serias o la muerte, así como también daños a la propiedad y pérdida

de producción.

Los tanques se clasifican:

� POR SU FORMA: CILINDRICO VERTICAL CON TECHO CONICO

CILINDRICO VERTICAL CON TAPA Y FONDO CONCAVA

CILINDRICO VERTICAL CON TECHO FLOTANTE

CILINDRICO VERTICAL CON MEMBRANA FLOTANTE

25

CILINDRICO HORIZONTAL A PRESION

ESFERICOS

� POR EL PRODUCTO ALMACENADO: PARA CRUDO

PARA DERIVADOS Y REFINADOS

PARA G.L.P.

PARA RESIDUOS

3.1. CLASIFICACION DE TANQUES

Los tanques para almacenar crudo y derivados se clasifican según su forma en:

TANQUES DE TECHO FLOTANTE: 4 Constan de una membrana solidaria al espejo de

producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación

al exterior y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas

explosivas en las cercanías del tanque.

El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo

(se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del

tanque, debe existir un sello.

Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico

como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo

convencional son:

•Es un techo auto portante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el

tener que perforar la membrana.

•Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano.

•Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos

riesgosos en altura.

4 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR CRISTIAN PALACIOS LOPEZ

26

Se usan para almacenar gasolinas livianas como la gasolina extra, de aviación o

productos similares.

GRAFICO No.1

TANQUE DE TECHO FLOTANTE

Fuente: Luis Carlos Rengifo

TANQUES CON MEMBRANA FLOTANTE 5: Es muy similar al anterior, solo que el

tanque es cerrado y una membrana hace las veces de techo flotante.

La ventaja de este tanque es que disminuye las pérdidas por evaporación y no genera

electricidad estática. Se usan para almacenar gasolinas livianas como la gasolina extra,

de aviación o productos similares.

GRAFICO No. 2

Tanque cerrado con Membrana



27

TANQUES DE TECHO CONICO6: Se usan para almacenar crudos o productos derivados

que tengan una presión de vapor relativamente baja, es decir, de aquellos que no tienen

tendencia a producir vapores a temperatura ambiente.

La presión al interior del tanque no sobrepasa la atmosférica y esto facilita el

almacenamiento de Jet Fuel, Diesel, crudo, etc.

Son construidos en láminas de acero y soldados herméticamente para resistir presiones

mayores un poco mayor a la atmosférica.

FOTO No.1

Tanques con techo cónico


ESFERAS: Las esferas son construidas en láminas de acero y soldados herméticamente

para resistir presiones mayores un poco mayor a la atmosférica.

Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la

esfera durante la prueba hidráulica (pandeo).Al igual que en los cigarros, todas las

soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran

haber producido durante el montaje.

Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las

válvulas de seguridad, aparatos de tele medición, etc.


28

Se usan generalmente para contener productos de gases licuados de petróleo (GLP) tales

como el propano, butano y otras mezclas.

La presión de vapor a temperatura ambiente de estos gases es bastante elevada (entre

25 y 250 psi).

Del diseño es importante resaltar: Para la medición del nivel se emplean dos tipos de

instrumentos el Rotogauge (Medición directa del nivel del líquido) y el Magnetrol

(inferencia del nivel por medio de flotadores). Para la medición de la temperatura los

tanques deben tener un termómetro instalado en la parte inferior del tanque y mide la

temperatura de la fase liquida (5%-10%). Para la medición de la fase de vapor el tanque

debe estar dotado de un manómetro localizado en la parte superior del tanque (95%-

100%). Estos elementos del diseño limitan la capacidad del tanque dando una ventana

operativa entre el 5% mínimo – 95% máximo.

TANQUE ESFERICO A PRESION: 7 Estos tanques son utilizados para el almacenamiento

de GLP. Para la medición del nivel del líquido se emplean equipos electrónicos tipo radar

localizado en la parte superior. Para la medición de la temperatura y presión aplica lo

dicho en los tanques cilíndricos horizontales.

FOTO No.2

Tanque a Presión



29

Si se dispusiera almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían

tanques que mantuvieran una temperatura de –42°C, c on toda la complejidad que ello

implica. Por esto, se utilizan recipientes a presión con forma esférica o cilíndrica que

trabajan a una presión interior de 15 kg/cm2 aprox. y a temperatura ambiente .Estos

recipientes se diseñan de acuerdo a normas API,

Comparados con un tanque, la ventaja fundamental que presentan estos equipos es que

cuando se los saca de servicio se los puede inspeccionar visualmente a ambos lados de

la chapa en su totalidad (piso de tanques)

La línea de llenado ingresa al recipiente por la parte superior, y la de aspiración toma

producto por la parte inferior. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas de

bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir. Como

todo recipiente crítico a presión, deben contar con doble válvula de seguridad

independientes, doble sistema para la lectura de niveles independientes, dos medios

independientes para la lectura de presión.

Cuentan también con su instalación contra incendios, comprendida por rociadores,

monitores, instalaciones de espuma, etc.

Estos recipientes no utilizan VPV ni ningún otro sistema para el vaciado o llenado. Esto se

debe a que se trabaja con el equilibrio líquido vapor del GLP que haya en su interior. Al

bajar la presión (vaciado), más producto pasa a la fase vapor. Durante el llenado, el

aumento de presión hace que el producto vuelva a la fase líquida. La presión es

aproximadamente constante.

De todas formas, las válvulas de seguridad ventean a la línea de antorchas ante cualquier

aumento de presión.

3.1.1. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO 8

� Boca de aforo : Abertura sobre el techo del tanque a través del cual se realizan

las medidas y muestras para el aforo.

� Tubo de Aforo : Es un tubo ranurado generalmente de 6 u 8 pulg. de diámetro

utilizado para introducir la cinta de medición

8 FISCALIZACION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ELABORADO POR LUIS CARLOS RENGIFO

30

� Punto de Referencia : Es un punto o marca fija situada en la boca de aforo de

un tanque ( techo Fijo) o encima de ella, sobre la cual se sostiene la cinta mientras

se practican las medidas

� Altura de Referencia: Distancia vertical entre el punto de referencia y el fondo

del tanque o la placa de nivel cero (0) en el fondo del tanque. Esta distancia debe

ser visible en la parte superior del tanque muy cerca de la boca de visita.

� Sistema de Medición Local : Es por cinta está localizado en el tanque, lo cual

nos permite tener información sobre la medida del crudo que se encuentra en el

tanque, no es la medida oficial. Este sistema de medición tiene incorporados

protección por bajo nivel y protección por alto nivel emitiendo una alarma en caso

de sobre llenado.

GRAFICO No. 3

PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO


� Válvulas de presión y vacío Esta válvulas son necesarias ya que por ellas el

tanque “respira” debido a : Llenado/Vaciado y Altas temperaturas del petróleo

almacenado

31

Normativa referencial para su diseño es el API 2000

Presión de apertura para presión/vacío es de 22 mm H2O.

� Sellos de Techo en Tanques Flotantes , el techo flota sobre el liquido, o sea al

espejo del producto, evitando la formación del espacio vapor, minimizando las

perdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño al medio ambiente

ambiental y el riesgo de mezclas explosivas.

� El artesón Construcción que se realiza dentro del tanque en la cual la succión

queda inmersa dentro de mismo, generalmente su construcción tiene la siguientes

dimensiones, 3 pies de altura x 6 pies de diámetro, su función principal es la de

evitar que el tanque succione agua del fondo mientras se encuentra bombeando .

� Rompe Vórtice. consiste en construir una campana al final del tubo de succión

con 6 deflectores distante 60 º una de la otra, en el interior del tanque, siendo su

función principal evitar la turbulencia durante el bombeo del tanque.

� Equipo Drenaje Automático. Está compuesto por un sensor crudo agua,

controlador con banda proporcional, válvula de control un registro, la función

principal es que una vez que el tanque reciba producción o transferencia y alcance

un nivel de agua donde se requiera drenar, automáticamente el tanque comienza a

drenar hasta un nivel predeterminado, esta acción debe estar vigilada por la sala

de control para evitar en caso de que el sensor se descalibre el tanque drene más

de lo necesario.

3.2. TERMINOLOGIA9

Escotilla de medición ( Hatch)

Es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones.

9 FISCALIZACION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ELABORADO POR LUIS CARLOS RENGIFO

32

FOTO No.3

Escotilla de Medición


Punto de referencia ( Reference gauge point)

Es una marca de referencia que debe establecerse en la boquilla de medición, desde la cual se deben realizar todas las mediciones.

GRAFICO No. 4

Marcas de Referencia


Punto de medición ( Measurement Point).

Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegará la pesa durante la medición y desde donde se tomaran las distancias.

33

GRAFICO No. 5

Punto de Medición


Plato de medición ( Datum Plate).

Plato fijo localizado en el fondo del tanque y directamente debajo del punto de referencia

del líquido que va a ser medido.

Corte ( Cut).

Es la línea de demarcación dejada por el líquido que se está midiendo sobre la escala de

la pesa o cinta de medición.

Altura de referencia ( Referente Gauge Height).

Es la distancia desde el fondo del tanque hasta el punto de referencia. Debe estar

claramente escrita sobre el techo del tanque.

GRAFICO No. 6

Altura de Referencia


34

Cinta de medición

Es una cinta de acero, graduada y usada para la medición a fondo y/o vació de un

hidrocarburo en un tanque.

FOTO No. 4

Cinta de Medición


Plomada ( Bob).

Es la pesa adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa

de tal forma que facilite la penetración en el líquido.

Pasta indicadora de hidrocarburo

Es un producto químico que se aplica a la cinta o pesa y cambia de color cuando entra en

contacto con un hidrocarburo específico, indicando el nivel exacto del líquido.

Pasta Indicadora de agua

Este producto químico cambia de color cuando entra en contacto con el agua indicando

el nivel o la interface de agua en el hidrocarburo.

35

Agua disuelta

Es el agua emulsificada contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a

una temperatura determinada. No se puede ver a simple vista.

GRAFICO No. 7

Agua Disuelta, en solución y Libre


Agua suspendida

Es la cantidad de agua y sedimento dispersos como pequeñas gotas en el producto.

Agua libre

Es la cantidad de agua presente en un tanque que se encuentra separada del crudo. El

agua libre debe ser medida por el método a fondo por recomendación del API - MPMS.

Sedimento suspendido

Son los sólidos presentes dentro del crudo que no están en solución. Generalmente son

impurezas, como la arena.

36

Sedimento libre o de fondo

Sólidos presentes en el fondo del tanque como capa o porción separada del crudo.

GRAFICO No. 8

Sedimentos libres y suspendidos

Fuente: Juan Carlos Rengifo

Agua Suspendida y Sedimento (BS & W)

El la cantidad de agua y sedimento que se encuentra emulsificada o suspendida en el

crudo. Se determina por pruebas de laboratorio, sobre una muestra representativa del

contenido del tanque.

Volumen total observado

Es el volumen de producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la

temperatura y presión presentes en el tanque.

Sedimentos suspendidos

Sedimento libre o de

37

Volumen neto observado

Es el volumen de producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la

temperatura y presión presentes en el tanque.

Volumen estándar bruto

Es el volumen crudo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y

sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimentos de fondo, calculados a

condiciones estándar (60 °F y 14.7psi).

Volumen estándar neto

Es el volumen de crudo o refinado excluyendo agua total, sedimento total, calculado a

condiciones estándar (60 °F y 14.7psi).

3.3. COMBUSTIBLES LIQUIDOS

Para propósitos de protección contra el fuego se han establecido unas divisiones arbitrarias entre líquidos, gases y sólidos. Para líquidos, estos se han dividido en dos amplias categorías: inflamables y combustibles.

Clase I – Líquidos Inflamables

Líquidos que tengan un punto de inflamación (flash point) inferior a 100°F (37.8°C) y una presión de vapor que no exceda 40 psi a 100°F (37.8 °C) serán conocidos como Líquidos Clase I.

Clase II – Líquidos Combustibles

Líquidos que tienen puntos de inflamación iguales o superiores a 100°F (37.8°C).

Clase III

Incluye aquellos líquidos que tienen puntos de inflamación iguales o superiores a 200°F (93.4°C)

Una presión de vapor de 40psi (presión absoluta) a 100°F es la línea divisoria aceptada entre líquidos y gases.

38

Los colores de los tanques van de acuerdo al producto que estos contienen como lo

establecido en la siguiente tabla:

TABLA No.1 TIPOS DE COLORES PARA EL ALMACENAJE DE CADA PRODUCT O

Producto Color primario Color

secundario Envolvente

Techo

Gas licuado de petróleo

Blanco brillante - Blanco brillante

-

Gasolina de aviación

Naranja - Aluminio Blanco brillante

Gasolina especial

Bermellón (rojo)

Azul trianón Aluminio Blanco brillante

Gasolina regular

Bermellón (rojo)

- Aluminio Blanco brillante

Nafta industrial Turquesa Blanco brillante Aluminio Blanco brillante

Nafta especial Bermellón (rojo)

Blanco brillante Aluminio Blanco brillante

Solventes Verde turquesa - Aluminio Blanco brillante

Tolueno Azul claro - Aluminio Blanco brillante

Turbo combustible producción

nacional

Gris acero - Aluminio Blanco brillante

Turbo combustible

Gris acero - Aluminio Blanco brillante

39

exportación

Keroseno Verde

esmeralda Blanco brillante Aluminio Blanco brillante

Combustible diesel

Amarillo tostado

- Aluminio Blanco brillante

Aceites lubricantes

Cocoa - Aluminio Blanco brillante

Aceite usado Cocoa Negro brillante Negro mate Negro mate

Petróleo combustible

Blanco brillante - Negro mate Negro mate

Petróleo crudo Negro brillante Verde manzana Aluminio Blanco brillante

Asfalto Ferro protector

negro -

Ferro protector

negro

Ferro protector negro

Alcohol desnaturaliza-

do

Azul trianon - Aluminio Blanco brillante

Agua Gris Dublín - Gris Dublín Gris Dublín

Colores de tanque de Almacenamiento de acuerdo al P roducto

Fuente: Ing. Néstor A. Moreno Domenech

Un tanque que almacena petróleo combustible, el color preferido para este tipo de

combustible es el negro, por la absorción de calor que este color propicia, y hace más

fluido el petróleo al ganar en temperatura.

Los productos blancos del petróleo (diesel, queroseno, naftas y gasolinas) deben estar

almacenados en tanques en que el color de la pintura haga reflexión a la luz, por lo que

en estos casos se escoge el aluminio brillante para el envolvente, y el blanco brillante

para el techo.

40

3.4. TABLAS DE AFORO

La tabla de aforo convierte el nivel medido con la cinta y la plomada en el volumen

contenido. Esta tabla es única para cada tanque.

Las tablas de aforo se hacen acordes con la norma API capítulo 2: Tank Calibration (ver

ANEXO No.2)

Todos los tanques se deben aforar nuevamente cada cinco años o después de cualquier

reparación. En sistema métrico deben tener una precisión de 1 milímetro, mientras que

para el americano es 1/8 de pulgada.

En la tabla de aforo encontramos:

• Tipo y número del tanque.

• Producto a almacenar.

• Altura de referencia.

• Altura máxima útil.

• Nivel y volumen correspondiente

TABLA No. 2

Tabla de Aforo de Tanque de Almacenamiento

Fuente: Presentación Tanques de Almacenamiento

41

3.5. PRECISION

En todos los casos, la cinta de medición se debe leer con extremo cuidado. La precisión

es de suma importancia.

A manera de ejemplo y dependiendo del diámetro del tanque, un error de 1 mm en la

lectura de la cinta podrá dar como resultado las diferencias en barriles así:

TABLA No.3 Capacidad Tanque

(Barriles)1,000 0.41

55,000 4.7280,000 6.3096,000 6.61116,000 9.45

Barriles por 1mm

Diferencia de Lectura de Medida Vs Barriles

Fuente: Presentación de Tanques de Almacenamiento

El desgaste de la punta y del ojo de la argolla de la plomada hace que se introduzcan

errores en la medición; por lo tanto, se debe cambiar la plomada cuando el desgaste y la

distorsión de la punta y el ojo combinados, sea mayor de 1.0 mm.

3.6. PERDIDAS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO10

Un factor a considerar en las pérdidas de combustibles es la presión.

Cuando se abre el registro de medición para medir la altura del producto por medio de la

lienza, gran parte de la presión se libera a la atmósfera produciendo un escape de

vapores, compuesto por aire y gas puro, que representa una pérdida de acuerdo con la

capacidad del tanque.

Si por ejemplo una gasolina motor a una temperatura de 26,7 oC la pérdida en litros que

ocasiona esta diferencia de presión, antes de abrir el registro de medición y después de 10 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR CRISTIAN PALACIOS LOPEZ

42

cerrarlo, puede estimarse como sigue en un tanque de 5 000 metros cúbicos, con

diferentes por ciento de llenado el tanque.

TABLA No. 4

Caída de presión en mm de agua

Pérdidas en litros

Lleno con un 75% 110 25 aproximadamente.



Perdidas en Tanques de Almacenamiento

Fuente: Ingeniería y Construcción (Internet)

Esta pérdida puede disminuir a una cantidad mucho menor, si se instala un tubo que vaya

desde el registro de medición en el techo del tanque, hasta una altura calculada del fondo;

al abrir el registro para medir, solamente se escapará la presión que hay en el tubo, con el

consiguiente ahorro de combustible, ya que la presión en el tanque se mantendrá con

muy poca variación; el manómetro instalado en el techo del tanque indicará la presión o

depresión en el interior, y la corrección que hay que hacer a la medición para conocer la

altura del producto en el interior. De no tener estos accesorios en el tanque, se

recomienda efectuar las mediciones en las primeras horas del día, en que la presión

dentro del tanque es menor, y por lo tanto menor el escape de gases.

Cuando se almacena un producto volátil en un tanque, es imprescindible una sistemática

revisión para detectar cualquier escape de gases, ya sea por el registro de medición,

perforación en el techo, o por otros registros; estos escapes traen como consecuencia

que la válvula de presión y vacío no retenga presión, lo que puede producir pérdidas

ascendentes a varios miles de litros mensuales, de acuerdo con la capacidad del tanque.

Al igual que en los grandes tanques de almacenamiento, donde las pérdidas deben ser

analizadas diariamente para encontrar las causas, los tanques soterrados aunque más

pequeños, están sujetos a situaciones que no pueden ser detectadas visualmente; por

esta razón, igualmente deben ser analizadas sus pérdidas, en evitación de perforaciones

por corrosión debido principalmente a suelos con poca resistencia eléctrica; igualmente

43

sucede a la tubería de succión, la cual se vacía al terminar cada entrega produciéndose

por lo tanto una pérdida.

GRAFICO No. 9

DESHIDRATACION DE CRUDOSALMACENAMIENTO

COPYRIGHT@ RESET C.A 2006

Tarde:

Expansión

Contracción

Noche:

Mañana enla mañana:

Expansión

Mañana:

PERDIDAS POR EVAPORACIÓN POR RESPIRACIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO TECHO FIJO.

Perdida por Evaporación por Respiración en Tanques de Almacenamiento de techo fijo

Fuente: FELIX BRANDT

3.7. PRECAUCIONES

Normas de seguridad 11

Ejemplos de medidas de seguridad fundamentales en el inventariado y manejo en

tanques de petróleo son las siguientes:

• No fumar o llevar materiales humeantes. Es muy posible que haya materiales

volátiles con bajo punto de inflamación presentes.

• No pisar o caminar sobre los techos de los tanques.

11 D. Berger, Bill.; Kenneth E. Anderson. Petróleo moderno. Un manual básico de la industria. S.F.

44

• Conservar la cara y la parte superior del cuerpo apartada cuando se abran las

portezuelas del tomamuestras. Es muy posible que se produzca una emisión de gases

acumulados y vapores al abrir la portezuela.

• Nunca, bajo ninguna circunstancia debe entrar a un tanque, salvo que esté usando

ropa de seguridad y un dispositivo de respiración aprobado y haya otro operador

presente afuera para avisar o auxiliar en caso necesario.

Se extreman las medidas de seguridad con el objetivo de disminuir los accidentes de

trabajo y preservar el medioambiente. Está establecido a partir del momento, que todo

tanque que se vaya a poner en operación, ya sea reparado o construido, debe contar con

un sistema contra incendio de tecnología de punta, aunque la inversión sea alta por este

concepto.

Este sistema consta de unas tuberías que forman anillos alrededor del tanque. El anillo

inferior es el encargado de verter agua y el superior espuma para evitar el calentamiento

del tanque y controlar el incendio. Está normado en los depósitos de combustible un límite

de llenado máximo por debajo del anillo de espuma para que este actúe y cumpla su

objetivo sin dificultad. Todos los elementos de este sistema se pintan de rojo y son

capaces de apagar un tanque a cientos de metros del sistema principal a través de

bombas y tuberías.

Peligro de fuego y explosiones 12

La mayoría de instrumentos de los Sistemas de Inventariado están instalados en tanques

que contienen productos inflamables. Por ello dichos instrumentos deben tener protección

antideflagrante, y los elementos electrónicos que estarán ubicados en el interior de los

tanques, en contacto permanente con la atmósfera de los productos, como serían los

sistemas de medida de temperatura en uno o varios puntos, deben tener protección de

tipo seguridad intrínseca. En el pasado cada país tenía sus normas de seguridad, pero

actualmente ya existen reglamentaciones armonizadas entre distintos países.

La normativa europea CENELEC y la americana NFPA son aceptadas en muchos países.

La Seguridad del equipo, o lo que es lo mismo, la verificación de que la construcción

12 Pedrola, J; Subirá, F. El inventariado en tanques. Revista Ingeniería Química. Septiembre-Octubre, 1999.

45

antideflagrante y/o seguridad intrínseca cumple con las normativas internacionales, debe

ser certificada por organismos independientes autorizados.

(CENELEC: Comité Europeo de Normalización Electrónica; NFPA: (National Fire

Protection Association) Asociación Nacional de Protección Contra Incendios.)

Los institutos más conocidos en esta materia son: "Factory Mutual Research" (USA) y JIS

(Japón).

Un buen Sistema de Inventariado se caracterizará en que sus instrumentos no solamente

cumplen con lo que marcan las normativas, sino que las exceden, anticipándose a las

futuras demandas en seguridad de las mismas. En dichos requisitos futuros se incluyen la

eliminación del aluminio dentro de los tanques de almacenamiento (zona "0"), y la

limitación de la energía cinética, de las partes en movimiento integradas en los equipos de

Inventariado, hasta valores mucho más bajos de los estipulados como de riesgo de

ignición.

Tormentas eléctricas en tanques 13

Los rayos pueden provocar situaciones peligrosas, por lo que deben tomarse medidas

para proteger el parque de tanques y el Sistema de Inventariado contra dichos peligros.

Los sistemas modernos de inventariado incluyen muchos circuitos electrónicos. La

posición de los equipos eléctricos en la parte superior de los tanques hace que sean más

vulnerables a daños por tormentas que cualquier otro equipo industrial.

Los sistemas de comunicación de hoy en día interaccionan con los equipos de campo a

través de redes digitales únicas, lo cual aumentan la probabilidad de posibles daños en

los equipos ya que la red de comunicación se extiende por áreas cada vez más y más

amplias. Con los requisitos de elevada fiabilidad y disponibilidad impuestos al Sistema de

Inventariado, existe la necesidad de métodos de protección frente a tormentas eléctricas,

bien diseñados y perfectamente experimentados en campo.

En un parque de tanques, un rayo crea una diferencia de potencial directa entre el equipo

de medida y el sistema receptor en la sala de control , en el esquema de conexionado

eléctrico vemos al equipo de medida conectado por un lado a la tierra del tanque y por el

otro al sistema receptor. El resultado es una diferencia de potencial entre el cable y el


46

equipo medidor o el cable y el sistema receptor. Esta diferencia entre el equipo y el cable

tiende a igualarse, buscando un camino de baja impedancia entre la circuitería conectada

al cable y tierra. Tan pronto como la diferencia de potencial excede el voltaje de

aislamiento, se produce un cortocircuito entre la electrónica y tierra. Además, también

aparecerán corrientes transitorias inducidas en componentes y cables adyacentes.

Estas descargas eléctricas pasando a través de circuitos eléctricos causan efectos

desastrosos. Cada semiconductor que no sea suficientemente rápido o capaz de soportar

las corrientes generadas, aún en periodos de tiempo muy cortos, será ineludiblemente

destruido.

Dos son las técnicas utilizadas para minimizar los daños producidos por rayos y corrientes

transitorias: Supresión y Derivación.

• Circuito supresor 14

Incorporando circuitos especiales en todas las entradas y salidas de cables, es posible

aminorar la magnitud del transitorio visto por el instrumento.

Un tubo de descarga de gases es la clave de esta solución. Los tubos de descarga de

gases están disponibles para protecciones contra voltajes desde 60 V hasta más de 1000

V y tienen un tiempo de reacción de algunos microsegundos, después de los cuales

generan un paso de gas ionizado conductor. No dan protección hasta que no son

plenamente conductores.

Un "transzorb" o varistor, en combinación con una resistencia y preferiblemente una

inductancia pueden añadirse para mejorar la protección. Estos semiconductores

reaccionan en un par de nanosegundos y limitan el voltaje. El mayor problema es que

cada vez que reacciona un supresor de transitorios, se degrada. La fiabilidad es por lo

tanto más bien pobre, lo cual hace que estas técnicas de protección no sean adecuadas

para aplicaciones tan críticas como el Inventariado en Tanques.

• Circuito derivador 15

14 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR CRISTIAN PALACIOS LOPEZ 15 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR CRISTIAN PALACIOS LOPEZ

47

La derivación es una técnica más fiable y más adecuada para protección contra tormentas

eléctricas de los instrumentos en Tanques. Las técnicas modernas de protección utilizan

la derivación en combinación con apantallamiento y aislamiento galvánico total. Se trata

de una técnica en la que los grandes picos de voltaje son derivados más que disipados.

Son utilizados transformadores desarrollados especialmente en todas las entradas y

salidas. Tienen dos pantallas de tierra internas separadas entre primario y secundario y el

núcleo del transformador. El cableado proveniente del exterior del equipo está separado

físicamente del cableado interno, al tiempo que se equipan todos los circuitos con tierras

propias con el fin de blindar la electrónica en su conjunto.

Desafortunadamente este método no es aplicable con señales de corriente continua. En

este caso se utilizan protecciones convencionales junto a aislamientos de tipo galvánico.

• Conexión a tierra

Es de gran ayuda contra los daños por tormentas eléctricas un correcto apantallamiento y

puesta a tierra de los instrumentos y sistemas conectados en campo. El posible camino

de descarga a través de la brida de un instrumento y la correspondiente brida de montaje,

debe disponer de una resistencia cercana al cero, para prevenir la creación de diferencias

de potencial.

Una débil o total falta de toma a tierra, puede ser la causa de chispas y la posterior

ignición de los vapores del producto circundante.

• Experiencia en campo

Los diversos métodos descritos para protección contra tormentas eléctricas, han sido

usados durante más de 15 años, con aproximadamente 50.000 instrumentos instalados.

Casi el 100% de estos equipos están instalados en el techo de los tanques de

almacenamiento e interconectados a través de redes de área local.

Un gran número de instalaciones están situadas en zonas de riesgo de tormentas

eléctricas. Hasta la fecha, sólo se han producido pocos incidentes, donde las tormentas

eléctricas han sido las causantes. Los daños producidos son siempre limitados y pueden

ser reparados localmente con un gasto mínimo. Antes de que estos métodos de

protección fueran utilizados, se experimentaban más daños por tormentas eléctricas.

En algunos países las medidas de seguridad se extreman para la protección del

trabajador y los recursos materiales. Se tiene en cuenta que un accidente en una refinería

48

o en una zona donde exista una gran cantidad de combustible, traería consigo pérdidas

de vidas humanas y recursos al país.

Las principales medidas son las siguientes, independientemente que en cada zona de

trabajo existen medidas especiales:

• Prohibido fumar en el área de la planta, excepto en lugares especiales autorizados

para tal fin.

• En cuanto a las visitas, solo personas autorizadas por la Administración y no se

permite la entrada a menores de edad.

• Se prohíbe la permanencia de animales en la planta.

• Se prohíbe entrar a la planta con fósforos, fosforeras, armas de fuego y linternas

que no sean a prueba de explosión.

• Solo podrán introducirse cámaras fotográficas en la planta con autorización

expresa de la Administración, y en el caso de que se necesite tomar fotos no podrán

utilizar el flash.

• Los vehículos automotores no podrán entrar a planta o estación, aquellos que no

tengan tubos de escape en buen estado y del tipo arresta llamas o arresta flamas; que

no tengan el motor cubierto; no tengan las baterías cubiertas; cisternas sin cadenas

conductoras de electricidad estática con no menos de 2 eslabones tocando el

pavimento, estando vacías; y tractores diseñados para trabajar en el campo.

• Conexión a tierra de tanques y equipos.

También se toman medidas específicas en cuanto a:

o Trabajo dentro de las plantas.

o Sistemas de drenaje, recolección y disposición de residuales.

o La unidad debe estar provista de botiquines.

o Operaciones nocturnas, que introducen riesgos adicionales de accidentes.

o Área de gases.

o Comprobaciones e inspecciones periódicas.

o Diagrama de flujo del sistema de tuberías.

o Carga de gasolina y otros productos volátiles.

o Altura de llenado de los tanques teniendo en cuenta su capacidad

operacional para evitar reboses del producto.

49

El personal encargado de las mediciones debe estar el menor tiempo posible en el techo

del tanque, lo que dificulta el trabajo preciso de la medición impidiéndola en ocasiones

debido a la elevada concentración de gases.

En el caso de los tanques de techo flotante son necesarios dos operadores, uno para

realizar la medición y un segundo operador situado en la escalera lateral del tanque, para

en caso de un accidente, socorrer al que realiza la medición debido a la alta

concentración de gases en el techo del tanque.

Los equipos de tele medición de nivel pueden utilizarse en tanques de almacenamiento de

alta presión. También se pueden realizar mediciones muy exactas en productos con baja

presión de vapor y en tanques que contengan productos muy viscosos como asfaltos,

bunker, Petróleo Combustible. Las mediciones manuales en estos casos se ven afectadas

por la viscosidad del producto, dificultando la precisión en la medida y presentan una alta

probabilidad de ignición, téngase en cuenta que para realizar una medición en el techo de

un tanque, una de las normas de seguridad plantea el uso de ropa de algodón, cable de

conexión a tierra a fin de evitar chispas por corriente estática y el uso de botas de

seguridad con suela de poliuretano.

50

CAPITULO IV – MEDICION ESTATICA

4.1. ASPECTOS IMPORTANTES

Desde el punto de referencia se deben hacer todas las mediciones y allí deben estar

establecidos el número del tanque, la altura de referencia y la fecha de aforo.

El estado y color de la pintura en los tanques es importante para mantener al mínimo

las pérdidas por evaporación.

Al menos una vez al mes deben revisarse las válvulas de presión y de vacío, pues su

mal funcionamiento puede causar deformaciones y hasta roturas del tanque, así como

constantes pérdidas por evaporación.

En 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 eso fuere inevitable, el número de personas debe ser igual tanto en la

medida inicial como final.

Se debe evitar golpear la plomada, para que la punta no se desgaste. En todo caso,

se debe cambiar si su desgaste supera 1 milímetro.

FOTO No.5

Tanques de Almacenamiento


51

4.2. NORMA API 3.1

Los reportes de medición están determinados por mediciones consecutivas según la

norma API 3.1 (ANEXO NO. 3)

La medición manual requiere efectuar tres lecturas consecutivas las cuales no deben

variar más de 3 mm (1/8 de pulgada) entre ellas.

En tanques de crudo con capacidad nominal de 1.000 barriles o menos, el margen de

discrepancia aceptado es de 5 mm (1/4 de pulgada) y deberá ser reportado lo más

cerca de 5 mm (o 1/4 de pulgada).

Para obtener resultados confiables se recomienda realizar este procedimiento tres

veces consecutivas de tal manera que si existieran diferencias estas no deben exceder

los 3mm entre la mayor obtenida y la menor.

� Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida

si la diferencia con respecto a la tercera es 1 mm.

� Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con

respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

� En tanques de crudo con capacidad menor a 100 Barriles, se acepta un

margen de discrepancia de 5 mm.

4.3. FISCALIZACION EN TANQUES16

Medición a vacío

La cinta para la medición en vacío tiene el “cero” de la escala en el gancho de unión entre

la cinta y la plomada.

Medición a fondo

16 CURSO DE MEDICION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR EL ING. EDUARDO MOTTA

52

El “cero” de la escala está en la punta de la plomada, que debe tener una punta terminada

en cono.

La marca de referencia debe estar fija y claramente indicada sobre el techo del tanque.

GRAFICO No. 10

Medición al Vacio y a Fondo

Fuente: Félix Brant

4.4. MEDICION AL VACIO17

Este método consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta

la marca de referencia.

Para la realización de esta medición es necesario que el punto de referencia este fijo y

claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas al vacío solo son confiables si

existe un programa de verificación frecuente de la altura de referencia; por ser esta ultima

un dato fundamental en la operación matemática.


53

GRAFICO No. 11

Cinta de Medición al Vacio

FUENTE: Félix Brandt

El Procedimiento para la realización de la medición mediante este método es el siguiente:

� Se recomienda tomar los datos por medio de telemetría o radar para tener un nivel

de referencia.

� Antes de realizar la medición es necesario identificar los datos del tanque a medir,

la altura del mismo y el producto almacenado en el mismo

� Antes de introducir la cinta se debe conectar a tierra la cinta con el propósito de

disipar corriente estática que pueda existir.

� Al abrir la escotilla esperar unos segundos para disipar los gases que pudiera

emanar provenientes del interior del tanque.

� Al momento de introducir la cinta verificar al momento en que exista el contacto

con el líquido y restar la altura del corte de la altura total, disminuyendo la marca

del corte en la plomada.

54

GRAFICO No. 12

Medición al Vacio


4.5. MEDICION A FONDO18

Para el desarrollo de este tema debemos tomar en cuenta que todo equipo utilizado para

realizar una medición manual debe estar calibrado y debe estar en buenas condiciones.

Los líquidos oscuros como el Crudo y Combustóleos, como es el caso del Residuo de

Petróleo, para obtener una buena medida el color de su cinta deberá ser claro y revestida

con cromo, en lo líquidos claros como La Gasolina, Diesel entre otros se recomienda una

cinta oscura.

La Medición a Fondo con cinta de medición a fondo método denominado directo, consiste

en medir la distancia existente entre el plato de medición en el fondo del tanque hasta que

corte la superficie del liquido en la cinta.


55

GRAFICO No. 13

Cinta de Medición a Fondo


Esta cinta tiene el “CERO” de la escala en la punta de la plomada la cual hace parte de de

cinta, es decir, que la escala de la cinta se realiza en forma ascendente desde el cero de

referencia de plomada que tiene forma cilíndrica.

Uno de los requisitos para calcular el volumen de liquido en un tanque es la determinación

de agua que posee el tanque para poder determinar con exactitud su volumen el método

más indicado para realizar esta medición se recomienda la utilización de la cinta de

medición a Fondo.

El procedimiento establecido para realizar esta medición es el siguiente:

� 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.

� Aplicar pasta para la detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta

esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la escala.

56

� 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 unos 10 segundos (Para

aceites pesados, grasas o liquido con alta viscosidad requiere un tiempo de

permanencia de 1 a 5 minutos).

� Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es

igual o tiene una diferencia de +/- 3 mm, respecto al valor de registro, se debe

levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta.

� Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el

corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido.

GRAFICO No. 14

Medición a Fondo


4.6. MEDICION EN ESFERAS

Las mediciones que se realizan en esferas y salchichas son generalmente para

almacenamiento de GLP. Las esferas y las salchichas almacena el GLP en su interior

dividiéndolo en dos partes bien marcadas denominadas la fase liquida que generalmente

57

se encuentra en el fondo del mismo y la cual es motivo de medición y la fase gaseosa que

rodea todo el espacio restante.

Para el cálculo del volumen es necesario tener la esfera calibrada y certificada.

Para la realización de este procedimiento es necesario manejar tablas para calculo de

volumen de GLP en donde de acuerdo a la temperatura registrada se obtiene los factores

para el cálculo de cada una de las fases.

TABLA No. 5 GRAVEDAD 0,535 0,545 0,555 FACTOR GRAVEDAD PESO ESPECIFICA 0,544 0,554 0,564 RA

ºC ºF FACTOR FACTOR FACTOR X 10 - 4 ESPECIFICA MOLECULAR

18 64,4 0,9940 0,418850 0,549 51,63

18,5 65,3 0,9930 0,417985 0,549 51,63

19 66,2 0,9920 0,417120 0,550 51,84

19,5 67,1 0,9905 0,416405 0,550 51,84

20 68 0,9890 0,415690 0,551 52,03

20,5 68,9 0,9875 0,414985 0,551 52,03

21 69,8 0,9860 0,414280 0,552 52,21

21,5 70,7 0,9845 0,413580 0,552 52,21

22 71,6 0,9830 0,412880 0,553 52,39

22,5 72,5 0,9825 0,412180 0,553 52,39

23 73,4 0,9820 0,411480 0,554 52,58

23,5 74,3 0,9805 0,410790 0,554 52,58

24 75,2 0,9790 0,410100 0,555 52,76

24,5 76,1 0,9775 0,409410 0,555 52,76

25 77 0,9760 0,408720 0,556 52,95

25,5 77,9 0,9750 0,408035 0,556 52,95

26 78,8 0,9740 0,407350 0,557 53,13

26,5 79,7 0,9725 0,406675 0,557 53,13

27 80,6 0,9710 0,406000 0,558 53,39

27,5 81,5 0,9700 0,405325 0,558 53,39

28 82,4 0,9690 0,404650 0,559 53,51

28,5 83,3 0,9675 0,403980 0,559 53,51

29 84,2 0,9660 0,403310 0,560 53,69

29,5 85,1 0,9650 0,402645 0,560 53,69

30 86 0,9640 0,401980 0,561 53,91

30,5 86,9 0,9625 0,401315 0,561 53,91

58

31 87,8 0,9610 0,400650 0,562 54,05

31,5 88,7 0,9595 0,399995 0,562 54,05

32 89,6 0,9580 0,399340 0,563 54,24

32,5 90,5 0,9570 0,398685 0,563 54,24

33 91,4 0,9560 0,398030 0,564 54,42

33,5 92,3 0,9545 0,397505 0,564 54,42

34 93,2 0,9530 0,396980 0,565 54,61

34,5 94,1 0,9515 0,396335 0,565 54,61 35 95 0,9500 0,395690 0,566 54,79

35,5 95,9 0,9485 0,395050 0,566 54,79

36 96,8 0,9470 0,394410 0,567 54,98

TABLA DE FACTORES PARA CÁLCULO DE GLP

FUENTE: PETROINDUSTRIAL SHUSHUFINDI

4.6.1. Procedimiento para el Cálculo de volumen en esferas

El fiscalizador que va a realizar este procedimiento debe tomar en cuenta que siempre

existen métodos referenciales para encontrar el punto de separación gas-liquido mejor

denominado fase liquida-gaseosa el cual es el punto de partida para el cálculo de mismo.

En base a esto se realiza el siguiente procedimiento:

• Se toma el nivel referencial de la esfera que puede ser mediante varios sistemas:

Radar, Galgas, Rotogauge, etc., y proceder anotar el mismo

• En el fondo de la esfera se encuentra un termómetro y un presostato a los cuales

se procede a registrar lo que marca.

• Observando los procedimientos de seguridad y con el equipo necesario se

procede a subir hacia la cima de la esfera en donde se toman los datos de presión

y temperatura que marcan sus dispositivos y se procede a registrarlos como cima.

• Si existieren galgas se procede abrir cada una de las válvulas de retención de las

mismas, para verificar por cual es la que sale vapor y esa es la que corresponde al

nivel referencial.

59

• Una vez registrados estos datos se procede al cálculo de volumen para lo cual se

deben tener a mano la tabla de calibración del tanque y la tabla de factores para el

cálculo del volumen de GLP aplicando el siguiente procedimiento:

La gravedad específica se determina en pruebas de laboratorio pero por lo general

cuando no se realiza esta prueba su valor es de 0,543

El factor se toma comparando la temperatura con la gravedad específica tomadas

en el fondo de la esfera.

Una vez realizado este procedimiento podemos conocer exactamente el valor de

la fase liquida de la esfera.

Para el cálculo de la fase gaseosa de la misma tomaremos en cuenta los datos

anotados en la cima de la misma aplicando la siguiente ecuación:

El Factor RA se determina con la temperatura de cima. El peso Molecular para el

caso de GLP se ha determinado en 50,53.

Como la Presión se toma en PSI se la transforma a Kg/cm2 lo cual se lo realiza

multiplicando esta por 1,033 y dividiéndolo para 14,7.

Una vez encontrados los valores de la fase liquida y la fase gaseosa se suman y el

resultado es el volumen total de la esfera el cual esta expresado en toneladas

métricas para transformarlas a metros cúbicos único que se hace es dividirlo por la

gravedad especifica.

4.6.2. Procedimiento para Cálculo de volumen en Salchichas

El fiscalizador que va a realizar este procedimiento debe tomar en cuenta que siempre

existen métodos referenciales para encontrar el punto de separación gas-liquido mejor

denominado fase liquida-gaseosa el cual es el punto de partida para el cálculo de mismo.

En base a esto se realiza el siguiente procedimiento:

60

• Se toma el nivel referencial de la salchicha que puede ser mediante Radar, o

Rotogauge, y procederá registrar sus parámetros.

• Generalmente en la mitad longitudinal de la salchicha se encuentra un medidor

denominado rotogauge.

• Con la seguridad y los implementos de caso se procede a subir a la salchicha y se

mide el porcentaje de llenado que tiene la salchicha el cual se delata con la salida

de vapor.

• Se procede a girar el marcador hacia la derecha marcando con la flecha de

aparato el porcentaje de llenado del mismo. El procedimiento se realiza también

hacia el lado derecho de la salchicha se suman los dos y se dividen para dos.

• Luego se procede a tomar la presión y la temperatura del la salchicha.

• Una vez tomados estos datos se procede al cálculo de volumen para lo cual se

deben tener a mano la tabla de calibración del tanque y la tabla de factores para el

cálculo de volumen de la salchicha de GLP aplicando el siguiente procedimiento:

La gravedad específica está dada por las pruebas de laboratorio pero por lo general

cuando no se realiza la prueba es de 0,543

El factor se toma comparando la temperatura con la gravedad específica tomadas en la

salchicha

Una vez realizado este procedimiento podemos conocer exactamente el valor de la fase

liquida de la salchicha.

Para el cálculo de la fase gaseosa de la misma tomaremos en cuenta los datos anotados

en la cima de la misma aplicando la siguiente ecuación:

El Factor RA se determina con la temperatura tomada. El peso Molecular para el caso de

GLP se ha determinado en 50,53.

61

Como la Presión se toma en PSI se la transforma a Kg. Por cm cuadrado lo cual se lo

realiza multiplicando esta por 1,033 y dividiéndolo para 14,7.

Una vez encontrados los valores de la fase liquida y la fase gaseosa se suman y el

resultado es el volumen total de la salchicha el cual esta expresado en toneladas métricas

para transformarlas a metros cúbicos lo único que se hace es dividirlo por la gravedad

especifica.

62

CAPITULO V – MEDICION DE CALIDAD

5.1. MUESTREO EN TANQUES19

Las muestras son requeridas para la determinación de las propiedades tanto físicas como

químicas del producto almacenado en el tanque, las cuales son usadas para establecer

los volúmenes estándar y cumplir con las especificaciones reglamentarias.

Existen dos tipos de muestreo:

� Muestreo Automático: Utiliza un dispositivo que se utiliza para extraer una

muestra representativa del liquido que fluye por una tubería, este equipo se

conecta a una sonda, un extractor de muestra, un medidor del flujo, un

controlador y un recipiente de muestras.

� Muestreo Manual: Se debe tener presente que el propósito de tomar

muestras es el de obtener una porción representativa del contenido del

tanque.

NOTA: Para cada tipo de muestreo se debe tomar la suficiente cantidad de muestras

dependiendo de los análisis que se vayan a realizar.

El equipo para muestreo es como se detalla a continuación:

� Botella transparente o ámbar de vidrio con capacidad de 350 mL. Para muestras

de productos líquidos a temperatura ambiente.

� Botella transparente o ámbar de vidrio capacidad 1000 mL. (1 litro)

� Recipiente metálico con recubrimiento epóxico de capacidad 1 galón.

� Pitas para amarre de rótulos.

� Tapones de corcho.

� Tapas y contratapas plásticas

� Balas y botellas metálicas para el muestreo de gases de alta presión como el GLP.


63

� Bolsas de TEDLAR para el muestreo de gases de baja presión.

� Rótulos para identificación de muestras

� Trapo para limpieza de botellas.

� Elementos de protección personal adecuados. (Guantes de Nitrilo y de carnaza,

gafas de seguridad, botas, etc.)

GRAFICO No. 15

Tipos de Tomamuestras

Fuente: Félix Brandt

Para tomar muestras de nivel la altura de producto en el tanque deberá dividirse (en forma

virtual) en tercios con el fin de lograr la mejor representatividad de muestra manejando los

inconvenientes de la estratificación. Luego deberán extraerse muestras de tres niveles

(fondo, mitad y cima) en forma separada, tomando una muestra localizada en los tres

niveles.

El procedimiento para realizar este muestreo es el siguiente:

� Bajar la botella taponada o recipiente hasta un nivel lo más cerca posible al

nivel extraído.

� Retire el tapón y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que

esta se encuentre aproximadamente ¾ llena después que emerja el

líquido.

� Para productos livianos o tanques profundos, se puede necesitar una

abertura restringida, que evite el llenado de la botella.

64

TABLA No. 6 MUESTRAS REQUERIDAS CAPACIDAD DEL

TANQUE/NIVEL DEL LIQUIDO SUPERIOR MEDIO INFERIOR

Tanque con capacidad igual o menor a 159 m3 (1000 barriles)

X

Tanque con capacidad superior a 159 m3 (1000 barriles)

X X X

Nivel menor o igual a 3m (10 pies) X

Nivel entre 3m (10 pies) y 4,5 m (15 pies)

X X

Nivel Superior a 4,5 m (15 pies) X X X

Muestras requeridas

Fuente: Ing. Eduardo Motta

� El producto del tanque debe permanecer en reposo por lo menos 30

minutos antes de la toma de la muestra.

� Verificar que el tanque no esté recibiendo o entregando producto e informar

sobre la operación a realizar.

� Transferir el contenido del tomamuestra al recipiente donde se va

almacenar, asegurándose que el llenado sea solo de ¾ partes de su

volumen.

5.1.2. LIQUIDACION DE VOLUMENES EN TANQUES20

La medición estática descrita se utiliza para liquidar volúmenes en tanques. Aquí se

detallara las definiciones de los procedimientos que la liquidación requiere:

VOLUMEN TOTAL OBSERVADO (TOV): Es el volumen total de todos los líquidos del

petróleo, sedimento y agua en suspensión y agua libre, a la temperatura y presión

observada. Esta se determina con la altura de llenado del tanque y su tabla.


65

VOLUMEN BRUTO OBSERVADO (GOV): Es el volumen total de todos los líquidos del

petróleo, sedimento, agua en suspensión excluida el agua libre (FW) a la temperatura y

presión observada. Se determina por medio de la siguiente ecuación:

Donde FW (AGUA LIBRE/FREE WATER) se determina de la medición a fondo y la tabla

de aforo del tanque

FWTOVGOV −=

FACTOR DE CORRECCION POR LA TEMPERATURA EN LA LÁMINA (CTSh): Cuando

un tanque está sujeto a un cambio de temperatura, cambiara su volumen como

consecuencia de este hecho. Asumiendo que los tanques son calibrados de acuerdo al

API MPMS Capitulo 2 (VER ANEXO No.2) cada tabla de calibración o de aforo se basa en

la temperatura específica de la lámina del respectivo tanque. Si la temperatura de la

lamina del tanque difiere de la que se encuentra registrada en la tabla de calibración, el

volumen extraído de la tabla debe ser corregido, utilizando el factor de corrección por

efecto en la temperatura en la lamina del tanque. Esto puede obtenerse directamente a

través de la tabla B-1 Apéndice B del Capítulo 12 Sección 1 parte 1 del API MPMS

utilizando la siguiente ecuación:

( ) ( )SS TTCTSh 296 *10*0.4*10*4.121 Λ+Λ+= −−

Donde

Ts= Temperatura de la lamina

=Λ sT = (Ts – 60) °F

Donde TS= ((7*TL)+Ta)/8 (TL= Temperatura del liquido y Ta= Temperatura del ambiente

a la sombra).

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales.

66

AJUSTE POR EL TECHO FLOTANTE (FRA): La corrección por desplazamiento del techo

flotante puede ser realizada de dos formas:

1. Si la corrección del techo se incluyo dentro de la tabla de aforo

2. En el caso de que la tabla no posea corrección de techo flotante

En el primer caso se debe realizar el siguiente procedimiento:

� Identificar el tipo de producto, el API a 60°F y l a temperatura del líquido a

60°F.

� Obtener de la tabla (5ª para crudos o 5B para refinados) la gravedad API

observada en el tanque.

� Calcular la diferencia entre la gravedad API observado y la gravedad API

de referencia que aparece en la tabla de aforo.

� Multiplicar la diferencia anterior por el volumen que aparece en la tabla de

aforo para el ajuste por techo flotante, que puede ser negativo o positivo

según el API de referencia.

Para el segundo caso en el que la tabla de aforo no tiene completado esta corrección la

deducción del techo se puede calcular dividiendo el peso del techo flotante por el peso por

unidad de volumen a temperatura estándar multiplicado por el CTL calculado a las

condiciones observadas del liquido.

CTLDensidad

hoPesodeltecFRA

*=

FRA= AJUSTE POR TECHO FLOTANTE

Nota: La corrección por techo flotante puede no ser exacta si el nivel del líquido toca el

techo en su zona crítica independientemente del estilo de tabla utilizada; así mismo el

factor no aplica para volúmenes por debajo de la zona crítica. La densidad debe estar

dada en unidades consistentes con el peso del techo y con la tabla de aforo. Se

recomienda drenar el techo antes de efectuar las medidas en el tanque para determinar el

ajuste de corrección por techo flotante.

VOLUMEN BRUTO ESTANDAR (GSW): Es el volumen total de todos los líquidos de

petróleo, sedimento y agua , excluida el agua libre, corregido mediante el factor apropiado

de volumen para la temperatura observada y gravedad API, la densidad relativa o

densidad a una temperatura estándar (60°F). Se cal cula con la siguiente ecuación:

67

[ ] }{( ) CTLFRACTShFWTOVGSV */* +−+−

( )( ) CTLFRACTShGOVGSV */* +−+=

Nota: La corrección FRA se incluye en la formula cuando el liquido se encuentra en un

tanque con techo flotante o cuando tiene membrana flotante.

VOLUMEN ESTANDAR NETO (NSV): Es el volumen total de todos los líquidos de

petróleo, excluidos el sedimento y agua en suspensión y el agua libre a temperatura

estándar.

NVS= GSV*CSW

5.2. MEDICION DE AGUA LIBRE21

Esta medición determina la altura de agua libre bajo el crudo. El procedimiento

recomendado por la API es la norma 3.1 A.10. (VER ANEXO No. 3)

Los tanques deben mantenerse drenados, para tener la menor cantidad de agua libre

(máximo 5 cm de agua).

Para medir el nivel de agua, se recomienda el uso de una plomada circular de 30 o 45

centímetros (12 o 18 pulgadas). No se deben usar plomadas cuadradas.

El procedimiento para medir el agua libre en un tanque es:

• La plomada y un poco de la cinta deben recubrirse con una capa delgada de pasta

indicadora de agua.

• Se baja la cinta para medición a fondo hasta que toque el plato de medición.

• Se mantiene la cinta firmemente el tiempo necesario para que la pasta cambie de

color.

• Se recoge la cinta y se mide el nivel del agua marcado en la plomada.


68

• Es recomendable realizar el drenaje en horas del día y que el operador

permanezca cerca del tanque hasta que termine la operación.

GRAFICO No. 16

Medición de Agua a Fondo

Fuente: Presentación Tanques de Almacenamiento

5.3. DETERMINACION DE LA DENSIDAD22

La determinación de la densidad se basa en el principio que la profundidad de inmersión

de un cuerpo flotante en un líquido varía de acuerdo a la densidad de este. El cuerpo

flotante que se usa esta graduado en unidades de gravedad API, y se denomina

Hidrómetro Norma ASTM D-1298 o ASTM D 287.

La determinación de gravedad API, se halla relacionada con la composición química de la

sustancia en medición. Así, crudos con altos contenidos de hidrocarburos livianos

presentaran una alta gravedad API, mientras que la observada en crudos con alto

contenido de hidrocarburos de cadenas largas (pesados), será baja.

La determinación de la densidad usando hidrómetro es el método más adecuado para

determinar la densidad, densidad relativa o gravedad API de líquidos transparentes

móviles. Se puede usar para aceites viscosos permitiendo el tiempo suficiente para que el

hidrómetro alcance el equilibrio, o para aceites opacos empleando una corrección de

menisco adecuada. En ocasiones la temperatura de la muestra se lee con un termómetro

ASTM de precisión o con termómetro que hace parte integral del hidrómetro (Termo


69

hidrómetro), estos instrumentos son frágiles por estar hechos de vidrio, por esta razón

deben ser manipulados con cuidado, limpiarlos tan pronto como dejen de usarlos y

preservarlos en un lugar seguro, no se debe identificar con pintura u otra técnica que

signifique perdida o ganancia de peso.

El procedimiento para medir la gravedad especifica a 60°F/60°F con un hidrómetro es

descrito en el método ASTM. Para medir gravedad especifica a 77°F/77°F en asfaltos y

breas.

Existen dos metodologías avaladas por el ASTM las cuales usan equipos automáticos de

laboratorio como son la norma ASTM D 4052 (Método para determinar la densidad y

densidad relativa de productos de petróleo por medio del densímetro automático) y la

norma ASTM D 5002 (Método para la determinar la densidad y densidad relativa de

crudos por medio del densímetro automático).

Se recomienda para el Fuel Oíl No. 6 (combustóleo) realizar el análisis del °API por el

método ASTM D-287

Es importante que para estas normas que la temperatura en la cual se va medir la

densidad o el °API se controla con un baño termosta to para la homogenización de la

densidad a 20°C y convertirlos por las tablas 5B o 6B.

Se debe agitar las muestras de crudos y productos refinados del petróleo oscuros para

ser datos confiables.

Antes de realizar análisis de gasolinas, Naftas o Disolventes las muestras de deben

refrigerar antes de hacer la densidad.

Para los productos aromáticos es necesario y por salud ocupacional, realizar la densidad

por el equipo automático y así evitar exposición a vapores peligrosos.

Es importante emplear las tablas 5A y 6B de las normas API MPMS o de la norma ASTM

D 1250 para realizar las correcciones de temperatura.

Para los gases incluyendo al GLP, la norma para calcular la densidad relativa del método

es la ASTM D 2598 la cual a través de la cromatografía de gases con su composición se

calcula la densidad relativa.

70

Los sólidos a temperatura ambiente como el polietileno se deben realizar por el método

ASTM D 792 el cual se aplica la inmersión en un líquido de densidad conocida a cierta

temperatura y estable, por ejemplo el n-Heptano.

DESARROLLO

La determinación precisa de la densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API

del petróleo o sus derivados, está a cargo del laboratorista. La determinación de la

densidad es necesaria para la conservación de los volúmenes medios en las

temperaturas estándar de 15°C o 60°F.

METODO MANUAL CON HIDROMETRO 23

Instrumentos:

� Hidrómetro de Vidrio, se gradúan en unidades de densidad, densidad relativa o

gravedad API como sea requerido, cumpliendo las especificaciones ASTM o las

especificaciones del instituto americano del petróleo tabla 1 del API MPMS

capitulo 9 sección (VER ANEXO No 4), el hidrómetro apropiado debe flotar en la

muestra con un espaciamiento de al menos 25 mm entre la parte inferior del

hidrómetro y la parte inferior de la probeta.

TABLA No. 7

Recomendación de Hidrómetros

Fuente: Manual de Medición elaborado por Petroprodu cción


71

� Los termómetros, se deben manejar en rangos que cumplan las especificaciones

de la norma ASTM o el instituto americano del petróleo tabla 2 del API MPMS

capitulo 9 sección 1 (VER ANEXO No.4)

TABLA No. 8

Recomendación de Termómetros

Fuente: Manual de Medición elaborado por Petroprodu cción

� Probetas para Hidrómetro, de vidrio transparente y con boquilla en el

borde. El diámetro interno de la probeta debe ser al menos 25 mm mayor

que el diámetro externo del hidrómetro usado dentro de ella. La altura de

la probeta debe ser tal que la longitud de la columna de la muestra

contenida en el, sea mayor por lo menos 25mm que la porción de

hidrómetro que este sumergido bajo la superficie de la muestra.

GRAFICO No. 17

Equipo usado para medir gravedad API

Fuente: Félix Brant

72

5.4. DETERMINACION DE AGUA Y SEDIMENTOS24

Existen Dos métodos, el de centrifugación y el de destilación.

El primero es el más usado ya que el segundo solo determina la cantidad de agua. La

muestra del primer método puede ser tomado en cualquier punto de la facilidad, mientras

que para el segundo se recomienda que se tome después de que haya pasado por la

unidad LACT (LEASE AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER) en un punto aguas debajo

de los filtros.

Método de Centrifugación : 25

En un tubo de centrífuga aforado a 100% introduzca 50 c.c. de muestra y posteriormente

agregue 50 de solvente (benzol, toluol, gasolina blanca, gasolina de aviación, etc.).

Centrifugue por 10 minutos a 1500 RPM.

Lea el contenido de agua y sedimentos y multiplique este valor por 2. Reporte.

Método de Destilación :26

Prepare una mezcla de solvente y muestra igual al método anterior.

Conecte el recipiente con la mezcla a una trampa, la cual consta de dos partes, la

superior que es un condensador y la inferior que es la trampa propiamente dicha. El

condensador consta de dos tubos concéntricos, el interior está conectado a la trampa y el

exterior posee dos posibilidades de conexión, una en la parte superior y otra en la parte

inferior. Una es para la entrada de agua y la otra para la salida. El agua actúa como

refrigerante.

24 CURSO DE MEDICION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR EL ING. EDUARDO MOTTA 25 CURSO DE MEDICION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR EL ING. EDUARDO MOTTA 26 CURSO DE MEDICION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS ELABORADO POR EL ING. EDUARDO MOTTA

73

Se monta este sistema sobre un calentador eléctrico. Al cabo de poco tiempo, empiezan

a salir vapores los cuales al pasar por el condensador se vuelven líquidos y caen a la

trampa.

Terminada la prueba, en la trampa hay un destilado que es agua e hidrocarburos, pero se

puede apreciar la interface. Conociendo el volumen de agua en la trampa y la cantidad de

crudo que se usó, se puede determinar el BS&W de la siguiente manera:

BS&W = (Volumen de agua / Volumen de crudo) * 100

La cantidad de muestra depende del contenido de agua presente, pues en la trampa

solamente se pueden medir hasta 10 c.c. de agua.

GRAFICO No. 18

Equipo usado para determinar agua por destilación

Fuente: Félix Brandt

74

5.5. MEDICION DE TEMPERATURA27

El objetivo de determinar la temperatura es la de 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 diferencia máxima entre el patrón y el equipo de campo no debe ser mayor que:

o +/- 1°F para termómetros de vidrio y de bulbo

o +/- 0,5°F para termómetros patrones

o +/- 0,2° F para medición dinámica de temperatura

Para medición de temperatura en tanques de almacenamiento y esferas 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. Además 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 del fluido del tanque, siempre sumergido en la fase liquida.

En tanque de almacenamiento para transferencia de custodia cuyo nivel de producto

sea superior a 3 metros se debe tomar tres lecturas de temperatura, una en la parte

superior (1 metro por debajo de la superficie), la mitad y en la parte inferior (1 metro

antes de tocar el fondo). La temperatura con la cual se liquida el producto es el

promedio de las tres.

En tanque de almacenamiento para transferencia de custodia cuyo nivel sea inferior a

tres metros se tomara una lectura en la mitad del nivel del tanque.

PROCEDIMIENTO PARA MEDICION DE TEMPERATURA


75

La temperatura del producto en cualquier tanque debe ser tomada simultáneamente

con la medición de nivel. Para conseguir lecturas exactas se debe seguir el siguiente

procedimiento:

1. Los termómetros electrónicos deben estar graduados en incrementos mínimos

de 0,1°F o 0,1°C.

2. Verificar físicamente el funcionamiento del termómetro

3. Verificar el exterior de la sonda para asegurarse de que este limpia y no

contamine el producto.

4. Bajar la sonda al nivel requerido

5. Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro

de +/- 0,2°F durante 30 segundos, en ese momento re gistrarla.

6. Si se realizan varias mediciones a varios niveles registre la temperatura

resultante a cada nivel, promediar todas y redondear el resultado final a 0,1°F.

7. La temperaturas debe ser tomada de abajo hacia arriba (de fondo a superficie)

en condiciones estáticas, debido a que en el fondo hay menor temperatura que

en la superficie y esto facilita la toma de los datos y la estabilización de los

mismos.

NOTA: Para una mayor claridad del manejo de este tipo de termómetros estos datos

son obtenidos del capítulo 7 de la API MPMS (numerales 6.4 y 5.2).

76

CAPITULO VI – MEDICION AUTOMATICA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Algunos métodos de medición de nivel y aparatos son bien seleccionados para un punto

de medición como para una medición continua. Cuando se selecciona un aparato de

medición, es importante considerar los parámetros de operación y las propiedades físicas

y químicas de los hidrocarburos y derivados del proceso. Unos aparatos muestran la

interface visualmente. Otros distinguen la diferencia en cuanto a peso, densidad,

propiedades eléctricas o la habilidad de los hidrocarburos y derivados del proceso para

absorber energía mecánica o electromagnética. Las propiedades de los hidrocarburos y

derivados del proceso ayudaran a determinar que aparato satisface bien al proceso.

Métodos directos no son inherentemente más exactos que los inferenciales, o indirectos.

Otros factores específicos al proceso a menudo es el mejor criterio para seleccionar un

aparato en particular.

Variables del proceso como temperatura y presión afectan las propiedades de los

hidrocarburos y derivados proceso. Algunos tipos de hidrocarburos y derivados serán

más afectados por estas variables que otros. Unos aparatos no son sensibles a estos

efectos y registraran medidas exactas indiferentes de la causa del cambio. Otros

aparatos son sensibles al cambio causado por tales variables, deben compensar para

proveer una medida exacta de nivel.

Estos sensores pueden ser de nivel visual y aparatos de desplazamiento variable.

6.1. MIRILLAS28

28 MANUAL SOBRE FUNDAMENTOS DE MEDICION ELABORADO POR PETROPRODUCCION, 1999

77

La mirilla es un método importante para determinar visualmente el nivel. La mirilla es un

tubo transparente de vidrio o plástico montado fuera del recipiente y conectado al

recipiente por medio de cañerías. El nivel de líquido en la mirilla se igualara con el nivel

del líquido en el tanque de proceso. Tanto así como el nivel en el tanque sube y se cae,

el nivel en la mirilla cambia. Así, es posible medir el nivel en el tanque midiendo el nivel

en la mirilla.

Las mirillas operan bajo el principio de igual presión sobre la superficie de dos columnas

conectadas entre sí para obtener un mismo nivel. Como el nivel del proceso fluctúa, el

nivel en la mirilla cambia de acuerdo con la representación verdadera del nivel del

proceso. Así el nivel del líquido en la mirilla será igual al nivel en el recipiente. Cuando la

mirilla se instala se le añade una escala, el nivel del líquido en la mirilla actúa como un

indicador de lectura directo.

Se pueden usar estos aparatos de medida en aplicaciones de tanque abierto o cerrado.

Se pueden usar las mirillas en sistemas de presión de proceso alta y baja. Son

medidores usados comúnmente en nuestro medio en salchichas de almacenamiento de

glp y en contenedores de químicos.

FOTO No. 6

Mirillas

Fuente: Foto Estación Payamino (Coca) 2009

MIRILLA

78

6.2. INDICADORES DE VIDRIO29

La función de los indicadores es similar a las mirillas, los indicadores de vidrio típicamente

son vidrios cubriendo aberturas en un recipiente, donde es posible observar el nivel del

líquido en el recipiente.

Muchos indicadores tendrán una escala montada en el tanque que deja leer el nivel. Una

desventaja mayor del indicador de vidrio en el sistema del proceso que para hacer

reparaciones es necesario parar el tanque y drenarlo. Son usados comúnmente en

nuestro medio especialmente en tanques de almacenamiento de combustibles.

FOTO No. 7

Indicadores de Vidrio

Fuente: Foto tomada en la Estación Payamino (Coca) 2009


79

6.3. FLOTADORES30

Los flotadores comparten la confiabilidad de los otros sensores visuales. Estos aparatos

operan por movimiento del flotador a un cambio en el nivel. Se usa este movimiento

entonces para convertirse en una medida de nivel. Con este tipo de aparato, un objeto de

densidad más baja que se pone en el liquido del proceso, causando que flote en una

superficie.

El flotador sube y baja con el nivel y su posición es censada fuera del recipiente para

indicar la medida del nivel.

Se han usado muchos métodos para dar una indicación del nivel por la posición del

flotador. El más común de estos usa un flotador y cable, el cual es conectado a una polea

por una cadena o cable flexible. El miembro rotativo de la polea, se envuelve,

conectando a un aparato de indicación con graduaciones de medida. Como el flotador se

mueve con el nivel en el tanque, un contador se mueve a lo largo de la escala graduada.

Cuando se usa cadenas para conectar el flotador a la polea, un diente en la polea mueve

los eslabones de la cadena. Se usa cinta perforada en lugar del cable para manejar un

indicador del dial.

Instalando una escala en el tubo o guía, la medida de nivel puede ser determinada por la

posición del peso cuando continúa el movimiento a través de la escala. Se usa este tipo

de aparato normalmente en aplicaciones de tanques cerrados a presión atmosférica.

Son comunes en muchas aplicaciones industriales el flotador y cinta o cable. Son tan

confiables y requieren muy poco mantenimiento y calibración. Más a menudo se usan

para una indicación local y como auxiliar, para otros tipos de sistemas de medición. Este

tipo de instrumento de medición no es recomendado para líquidos espumosos.

Son utilizados especialmente en tanques de almacenamiento de combustibles líquidos

livianos.


80

FOTO No. 8

Flotadores

Fuente: Fotografía tomada en la Estación Coca 2009

6.4. FLOTADORES TIPO MAGNETICO31

Se pueden usar flotadores tipo magnético para indicar y medir el nivel. Este tipo de

sistema de medición usa la atracción entre dos imanes para seguir el nivel de un líquido

del proceso. El sistema consta de un imán encerrado en un anillo flotador o collar. Un

segundo imán llamado adherente, se aloja en el tubo de metal no ferroso. El imán en el

flotador atrae el imán dentro del tubo y como el flotador sube y baja con el nivel del líquido

del proceso, causa que el imán dentro del tubo suba y baje también. Censando la

posición de este imán, se puede indicar el nivel del líquido en el tanque. Este nivel de

constitución es particularmente útil en sistemas de procesos corrosivos o en procesos

donde la viscosidad del líquido podría tapar o deteriorar el cable de la cinta de acero. En

tales sistemas sería muy costoso crear un sistema de medida entero de materiales

resistentes a los efectos de los elementos corrosivos. En este tipo la única parte del

sistema en contacto con el material del proceso corrosivo es el flotador, así solo el flotador


81

requiere un tipo de tapa protectora. Este tipo de medición de nivel se puede usar en

procesos cerrados o abiertos. Además, se puede usar para proveer indicaciones remotas

de niveles o alarmas. Aun se usa este sistema en algunas empresas (PERENCO

ECUADOR LIMITED) pero presentan problemas cuando el crudo posee hierro o

partículas magnéticas en suspensión porque pueden ocasionar un mal funcionamiento del

sistema

GRAFICO No. 19

Flotadores tipo Magnético

Fuente: Manual sobre Fundamentos de Medición, Petro producción

6.5. APARATOS DE DESPLAZAMIENTO VARIABLE32


82

Cuando se sumerge un cuerpo total o parcialmente en un líquido, rebaja su peso de igual

magnitud al peso del líquido desplazado. Aparatos de nivel de desplazamiento variable

utilizan este principio de medición del peso del desplazador sumergido.

FOTO No. 9

Aparatos de desplazamiento Variable

Fuente: Foto tomada en la Estación Payamino (Coca) 2009

Principio de Arquímedes

Para una mejor comprensión de lo que encierra la medición de desplazamiento variable,

es necesario considerar el principio de Arquímedes, el mismo que define que un cuerpo

sumergido en un líquido se mantendrá a flote por una fuerza igual al peso del líquido

desplazado.

83

Esta acción de la presión actúa en el área del desplazador creando la fuerza denominada

flotación.

Estos sistemas se utilizan principalmente en los separadores como puede observarse en

la foto anterior.

Principio de Desplazamiento Variable

Un flotador actuando como un aparato de medición de nivel opera bajo la teoría del

desplazamiento. El flotador desplaza su propio peso en el líquido en que flota. Se

hundirá en el líquido hasta que se desplace un volumen de líquido igual al peso del

flotador.

El flotador por eso desplaza parcialmente al líquido. Cuando la gravedad especifica del

liquido y el área de la sección transversal del flotador queda constante, el flotador sube y

baja con el nivel. Así, el flotador asume una posición relativamente constante con el nivel

y su posición en su indicación directa del nivel.

Aplicaciones

Los medidores de nivel de desplazamiento variable son usados a menudo como

indicadores y control de nivel . En aplicaciones neumáticas y electrónicas se puede usar

los desplazadores para generar y transmitir una señal, los que controlan el nivel de

procesos en el campo, además puede proveer indicaciones de medida a una locación

remota (controles scada).

El material del desplazador de fluidos de proceso debe ser del mismo material de

construcción y por lo tanto compatible con el proceso.

6.6. SENSORES DE MEDICION POR PRESION33


84

El nivel se puede determinar por presión, o cabeza, muchos aparatos de medición de

presión se usan para indicar nivel. Su funcionamiento se basa bajo el principio de que la

presión hidrostática varía directamente con el cambio de nivel.

DIAFRAGMA

Un instrumento de medición de nivel de tanque abierto que usa el principio de cabeza

hidrostática es de diafragma. Se sumerge en el líquido del proceso, conectado a un

indicador de presión por una línea. La cabeza hidrostática producida por el nivel del

líquido en el tanque ejerce una presión en el fondo del diafragma lo que causa un

flexionamiento dirigido hacia arriba. Esta acción comprime el gas en la caja y en la línea

del indicador. Se aplica la presión a un indicador u otro elemento de presión que es parte

de una unidad calibrada para indicar unidades de nivel de líquido.

Es esencial para un funcionamiento exacto del diafragma que la caja y línea que se une a

este no tenga fugas.

GRAFICO No. 20

Diafragma

Fuente: Manual sobre fundamentos de Medición, Petroproducción

85

BURBUJA DE AIRE

Una alternativa a variaciones del sistema de diafragma tiene varios nombres: una burbuja

de aire, un tubo de lavado, una purga de aire. Este tipo de sistema usa un tipo de

suministro continuo de aire que se conecta a un tubo que se extiende en el tanque a un

punto que representa el nivel mínimo de la línea.

Un control regulador de aire controla su flujo. A esta presión y cadencia de flujo, el aire

empieza a burbujear fuera del fondo del tubo. Esto indica que la presión de aire que forza

el líquido fuera del tubo es igual a la cabeza hidrostática producida por la altura del líquido

del proceso en el tubo, la presión de aire actuando contra la cabeza hidrostática provee la

indicación de la presión al indicador.

Se debe mantener un flujo de aire constante a una presión correcta para mantener la

producción de burbujeo. Si hay una restricción del flujo en el tubo, puede provocar una

contra presión en el indicador que da por resultado una lectura de la medida falsa.

GRAFICO No. 21

Burbuja de Aire

Fuente: Manual sobre Fundamentos de Medición, Petro producción

86

Además podemos indicar otros tipos de medidores que son muy utilizados y que son los

medidores de nivel eléctricos y los ultrasónicos.

Los sistemas de nivel tipo doppler y ultrasónicos son utilizados en nuestro medio. Los dos

pueden ser utilizados en tanques y en esferas de almacenamiento de GLP.

GRAFICO No. 22

Doppler


GRAFICO No. 23

RADAR


87

CAPITULO VII – OPTIMIZACION DEL CÁLCULO PARA LA OBTENCION DEL VOLUMEN EN TANQUES DE CRUDO, PRODUCTOS LIMPIOS, ESFERAS DE GLP Y SALCHICHAS DE GLP.

7.1 OPTIMIZACION PARA CÁLCULO DE NIVELES DE TANQUES

DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LIMPIOS.

Una vez obtenidos los datos de medición de campo necesarios, los cuales se encuentran

descritos en el Capitulo No. 4, en la actualidad se procede a compararlos con las tablas

de calibración del tanque que son documentos impresos, y se procede a realizar los

cálculos para determinar el volumen almacenado en el tanque.

La necesidad de realizar el cálculo del volumen efectivamente se ha procedido a

desarrollar un programa en hojas de cálculo en Excel para determinar los niveles en los

recipientes a fiscalizar, con estas hojas de cálculo en Excel se ha realizado una

simulación de nivel en tanques.

Para desarrollar las hojas electrónicas de cálculo se tuvo que ingresar los datos de cada

uno de los tanques y a medida que se ingresaban los mismos, se procedió a verificar los

datos ingresados para evitar errores.

Las tablas de calibración de los tanques se encuentran expresadas en centímetros y

existe un anexo a los mismos donde se pueden observar una corta tabla calibración en

milímetros.

88

Esto lo podemos observar en la siguiente fotografía:

FOTO No. 10

TABLA DE TANQUE T-101

Fuente Propia

.

Una vez realizado este procedimiento se abre una hoja de trabajo totalmente nueva a la

que se denomina MOVIMIENTO TANQUES que es la hoja central donde se introducen

los datos.

En la pantalla el programa se despliega de la siguiente manera:

89

FOTO No. 11

PROGRAMA DE NIVEL DE TANQUES

FUENTE PROPIA

Como ejemplo se realiza una medición de campo y se detecta que se tiene 10 pies de

agua (304,8 cms) y 30 pies de crudo (914,04 cms).

Si se va a trabajar con una tabla de aforo se tendría que obtener de la misma a que

valores de volumen corresponden los dos niveles tanto de agua como de crudo y la

diferencia de los dos, da como resultado la cantidad bruta de crudo que posee el tanque.

Este procedimiento se lo puede automatizar con el programa como se ilustra en la

fotografía siguiente:

90

FOTO No. 12

VERIFICACION DEL PROGRAMA

FUENTE PROPIA

Se puede observar que con el programa se introducen los datos de una manera fácil y

rápida, el cual arroja los datos en barriles brutos de un tanque de una manera rápida y

técnica.

En el Anexo No. 5 se encuentra un CD con el programa

Se escoge el valor correspondiente a 10 pies de agua

Volumen de 10 pies: 5129,29 barriles

Se escoge el valor correspondiente a 30

pies. Nivel total

Volumen de 30 pies =

15181,79 barriles

La diferencia de los dos me da un volumen bruto de 10055,5 barriles

En este grafico se puede diferenciar la cantidad de agua y crudo en el tanque

91

7.2 OPTIMIZACION EN MEDICION DE ESFERAS PARA EL

CÁLCULO DE VOLUMEN.



de calibración de la esfera que son documentos impresos, y se procede a realizar los

cálculos para determinar el volumen almacenado en la esfera.



recipientes a fiscalizar.

Para desarrollar las hojas electrónicas de cálculo se tuvo que ingresar los datos de la

esfera y a medida que se ingresaban los mismos, se procedió a verificar los datos

ingresados para evitar errores.

FOTO No. 13

TABLAS DE CALIBRACION ESFERA GT.3601

COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI

92


que se denomina DESPLIEGUE que es la hoja central donde se introducen los datos.

En la pantalla el programa se despliega de la siguiente manera:

FOTO No. 14

PROGRAMA CLACULO DE VOLUMEN EN ESFERA GT-3601

FUENTE PROPIA

Con este programa se puede calcular directamente el volumen de ambas fases en la

esfera GT.3601 y en cualquiera a la que se le realice similar procedimiento. Una vez

introducido el nivel de la esfera en centímetros, tomados los datos de campo, la presión y

temperatura de fondo y de cima respectivamente, se introducen estos datos en el

programa y automáticamente se despliega volumen de la esfera en cada una de sus

fases.

Se puede observar que con el programa se introduce los datos de una manera fácil y

rápida, el cual arroja los datos de cada una de las fases de la esfera de una manera fácil y

técnica.


93

7.3 OPTIMIZACION EN MEDICION DE SALCHICHAS PARA

EL CÁLCULO DE VOLUMEN.



de calibración de la esfera que son documentos impresos, y se procede a realizar los

cálculos para determinar el volumen almacenado en la salchicha.



recipientes a fiscalizar.

Para desarrollar las hojas electrónicas de cálculo se tuvo que ingresar los datos de la

esfera y a medida que se ingresaban los mismos, se procedió a verificar los datos

ingresados para evitar errores.

Para la elaboración del programa se ingreso los datos de calibración de la salchicha como

se detalla a continuación:

FOTO No. 15

TABLA DE SALCHICHA TGSH-01 DE PETROCOMERCIAL EN SHU SHUFINDI

FUENTE PROPIA

94

En la foto siguiente se pueden observar introducidos en la hoja de cálculo la tabla de

factores para cálculo de glp.

FOTO No. 16

TABLA DE FACTORES PARA EL CÁLCULO DE VOLUMEN DE GLP

FUENTE: PETROINDUSTRIAL


que se denomina DESPLIEGUE que es la hoja central donde se introducen los datos.

Como ejemplo si se realiza una medición de campo y en ella se puede detectar que el

volumen de la salchicha esta al 60%, las presión es de 100 PSI y la temperatura es de

24ºC.

95

Si se va a trabajar con una tabla de aforo se tendría que obtener de la misma los valores

de cada uno de los factores requeridos en la formula como es el Factor RA, Gravedad

Especifica, Peso Molecular.

Se procedimiento se lo puede automatizar con el programa como se ilustra en la

fotografía siguiente:

FOTO No. 17

PROGRAMA DE MEDICION DE VOLUMEN EN SALCHICHA

FUENTE PROPIA

Se puede observar que con el programa se introduce los datos de una manera fácil y

rápida, el cual arroja los datos de cada una de las fases de la salchicha de una manera

fácil y técnica.

Cabe indicar que este programa fue probado con total confiabilidad por 3 meses de Mayo

del 2008 a Julio del 2008 en la Refinería de Shushufindi CIS.


Se Introduce el porcentaje que es de 60%

Se introduce temperatura que es

Se introduce la Presión en PSI el programa la transforma a Kgf/cm2

El programa automáticamente calcula el volumen en lts.

El programa automáticamente

escoge los factores

Este es el resultado de las dos fases en

Toneladas Métricas

96

CAPITULO VIII – CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES:

La presente tesis tiene como finalidad el ser un manual de medición aplicado a nuestra

realidad tomando como referencia normas internacionales con el fin de preparar

adecuadamente a los operadores de empresas nacionales y extranjeras además de los

fiscalizadores unificando criterios y estableciendo procedimiento para realizar una

medición exacta.

Con este antecedente se debe tomar en cuenta dos aspectos: el primero todo lo

concerniente a la toma de datos en el campo, y segundo el calculo de volumen cuya

optimización es el objeto de esta tesis.

Las conclusiones sobre la toma de datos en campo son:

� En cuanto a la medición en tanques no se realiza tomando en cuenta parámetros

establecidos en el API CAPITULO 2 en cuento a la realización de 3 mediciones

simultáneas.

� En muchos de los tanques no se pueden realizar mediciones de agua en el fondo

por la cantidad de parafina y sedimentos que poseen los tanques en sus fondos

ocasionando errores en medición.

� Las cintas utilizadas para realizar mediciones de manera directa o indirecta en

muchos de los casos no poseen certificados de calibración exigidas por el

Ministerio del Ramo

� Muchas de las tablas de Medición todavía se encuentran de manera física y en

versiones desactualizadas

� Las cintas poseen muchos dobleces y los números de las mismas han

desaparecido ocasionando errores en toma de niveles.

� No se almacenan las cintas de manera correcta puesto que muchas se encuentran

en los techos de los tanques

97

� También se pueden observar envases generalmente de bebidas gaseosas en los

techos de los tanques.

� En la mayoría de los campos se realiza el control de BSW por centrifugación el

cual aumenta la incertidumbre en cuando a una medición exacta.

� Muchas de las cintas de medición no poseen conexión a tierra.

� En la medición de la calidad de GLP en las esferas y salchichas en bastantes

oportunidades se toma para el cálculo la Gravedad específica de 0.543 y no la

determinada en el laboratorio.

� Las esferas no poseen un sistema de evacuación de gas en la cima conectado a

una tea para el quemado ocasionando riesgo de explosión.

� Las salchichas deben poseen una buena conexión a tierra.

En lo referente al cálculo de volúmenes en tanques debo mencionar que existen sistemas

doppler y radar los cuales son confiables pero nuestra legislación exige que la medición

de tanques de crudo y productos limpios sea con cinta por lo en la mayoría de casos los

cálculos realizados para la determinación del volumen de un tanque son manuales.

RECOMENDACIONES

Con las conclusiones expuestas en cuanto a la obtención de datos de campo en tanques

se recomienda aplicar lo siguiente:

1. Las normas técnicas aceptadas por la Dirección Nacional de Hidrocarburos y que

son aplicables en la fiscalización de volúmenes y calidad de hidrocarburos son las

siguientes:

� Muestreo de Petróleo. Norma ASTM D-4177

� Determinación de Agua por destilación. Norma ASTM D-4006

� Determinación de sedimentos por extracción. Norma ASTM D-473

2. Se recomienda para la medición de tanques que las cintas utilizadas para este

propósito, tanto medición a fondo como medición al vacio, sean certificadas por el

Instituto de Normalización INEN

98

3. El método adecuado para la fiscalización de volúmenes de Tanques es el de

vacío, el cual debe ser realizado con una cinta y plomada exclusiva para este

propósito.

4. La medición de agua de fondo se realiza con la cinta de medición a fondo con la

plomada correspondiente (cónica)

En la fiscalización de tanques especialmente en refinería se debe aplicar el siguiente

procedimiento para el cálculo de volumen de tanque:

El Procedimiento para la realización de la medición mediante este método es el siguiente:

� Se recomienda tomar los datos por medio de telemetría o radar para tener un nivel

de referencia.

� Antes de realizar la medición es necesario identificar los datos del tanque a medir,

la altura del mismo y el producto almacenado en el mismo

� Antes de introducir la cinta se debe conectar a tierra la cinta con el propósito de

disipar corriente estática que pueda existir.

� Al abrir la escotilla esperar unos segundos para disipar los gases que pudiera

emanar provenientes del interior del tanque.

� Al momento de introducir la cinta verificar al momento en que exista el contacto

con el líquido y restar la altura del corte de la altura total, disminuyendo la marca

del corte en la plomada.

Para obtener resultados confiables se recomienda realizar este procedimiento tres

veces consecutivas de tal manera que si existieran diferencias estas no deben

exceder los 3mm entre la mayor y menor obtenida.

� Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida

si la diferencia con respecto a la tercera es 1 mm.

� Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con

respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las

tres.

� En tanques de crudo con capacidad menor a 100 Barriles, se acepta un

margen de discrepancia de 5 mm.

5. El método aprobado para la extracción de agua, sólidos y sedimentos aprobado es

el de destilación, el de centrifugación presenta incertidumbre alta, se recomienda

también el método de KARL FISHER

99

6. La cima de los tanques siempre deben estar limpias por lo que se prohíbe dejar

envases con solventes, incluso las mismas cintas.

7. Cuando una cinta no se pueda leer su medida claramente debe ser cambiada

inmediatamente.

8. Las cintas que presentan más de 11 dobleces a lo largo de la misma también debe

ser cambiada.

9. Todas las cintas deben tener conexión a tierra.

10. Las cintas deben ser limpiadas y almacenadas en el laboratorio de la estación.

11. En cuanto al cálculo de volumen de GLP este debe ser realizado previa

certificación de laboratorio.

12. La informática es un arma para realizar cálculos de volumen de manera rápida y

precisa.

13. Las compañías deben tener las tablas de medición de manera digital las cuales

facilitan un cálculo rápido y preciso, las tablas físicas deben ser solamente un

medio de respaldo.

14. En los desfogues de las esferas los cuales son abiertos en el momento del llenado

debería existir una tubería la cual vaya hacia una tea para evitar posibles

explosiones en el momento del llenado.

15. Todas las salchichas deben poseer una buena conexión a tierra.

16. Se debe socializar las recomendaciones dadas para establecer criterios y unificar

procedimientos para la fiscalización de tanques, esferas de GLP y salchichas.

17. Todos los sistemas de medición expuestos son referenciales ya que el único

método aprobado y valido es la medición con cinta.

Una vez observadas las recomendaciones anotadas es necesario realizar los cálculos

para la obtención de volúmenes en tanques de crudo, productos limpios, esferas de GLP

y salchichas de GLP.

En los programas de optimización desarrollados debo indicar que los reportes iniciales y

finales realizados a las 06h00 y a las 18h00 en la salchicha TGSH-01 de Petrocomercial

en donde se controla el envasado del mismo fue probado por 3 meses con plena

confianza.

Además que el programa de calculo de volúmenes en tanques de almacenamiento de

crudo de la estación Coca actualmente se esta utilizando en la fiscalización de fin de mes

por segundo mes consecutivo sin errores.

100

Por lo que es necesario la aplicación de este tipo de programas para la minimización de

errores en el cálculo de volúmenes.

101

ANEXO No. 1

ACUERDO MINISTERIAL No. 014

102

No. 014

EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS

Considerando:

Que los artículos 244, numeral 7 y 247 de la Constitución Política de la República del Ecuador disponen que es deber del Estado Ecuatoriano explotar racionalmente sus recursos naturales no renovables, en función de los intereses nacionales, de manera directa o con la participación del sector privado;

Que mediante Acuerdo Ministerial No. 389 de 28 de febrero de 1990, publicado en el Registro Oficial No. 387 de 2 de marzo de 1990, esta Secretaría de Estado emitió las disposiciones para el transporte del petróleo crudo producido en los campos de la Región Amazónica, a través del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano Lago Agrio- Esmeraldas, SOTE;

Que con Decreto Ejecutivo No. 2954, publicado en el Registro Oficial No. 639 de 13 de agosto del 2002, se derogó el Acuerdo Ministerial No. 389, mencionado;

Que es necesario dictar nuevas disposiciones inherentes al transporte de petróleo crudo por los sistemas de oleoductos, como el SOTE, RODA cuya operación se encuentre a cargo de PETROECUADOR, a fin de garantizar un óptimo y permanente servicio a los usuarios;

Que se debe establecer las normas respectivas que regulan esta fase de la actividad hidrocarburífera, dada la diferencia de calidad del petróleo crudo, procedente de los campos de la Región Amazónica Ecuatoriana, así como, el grado de complejidad que demanda la operación del transporte de este recurso natural a través de los sistemas de oleoductos, Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos establecen que al Ministerio del ramo le corresponde la formulación, ejecución de la política de hidrocarburos y la aplicación de la citada ley, para lo cual está facultado para dictar los reglamentos y disposiciones que se requieren;

Que el artículo 10 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas establece que en las operaciones hidrocarburíferas, se debe aplicar entre otras normas, las del Manual of Petroleum Measurement Standards;

103

Que la Dirección Nacional de Hidrocarburos mediante memorando No. 1558 DNH-TA 0709 del 8 de octubre del 2003 somete a consideración de la Dirección de Procuraduría Ministerial el Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que la Dirección de Procuraduría Ministerial con memorando No. 817-DPM-AJ de 19 de noviembre del 2003, emitió informe favorable para la expedición del Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico;

Que la Dirección Nacional de Hidrocarburos con memorando No. 2012 DNH-TA-898 de 30 de diciembre del 2003 recomienda la expedición del Reglamento para el transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico; y,

En ejercicio de la facultad conferida por el artículo 179, numeral 6 de la Constitución Política de la República del Ecuador, los artículos 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 17 del Estatuto del Régimen Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva,

Acuerda:

Expedir el siguiente Reglamento pare el transporte del petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico.

CAPITULO I

DISPOSICIONES PRELIMINARES

Art. 1.- ABREVIATURAS Y DEFINICIONES.- Para fines del presente acuerdo ministerial se adopta las abreviaciones y definiciones concordantes con los anexos del Reglamento sustitutivo del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas vigente, que a continuación se expresan y que son utilizadas tanto en el Ecuador como internacionalmente en las operaciones de transporte de petróleo crudo:

a) Abreviaturas:

API: Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Instituto).

ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materials)

BLS: Barriles.

BPD: Barriles por día.

104

BS&W: Sedimentos y el agua suspendidos en el petróleo crudo (Base, Sediment and Water).

DNH: Dirección Nacional de Hidrocarburos.

MPMS: Edición más reciente del Manual de Normas para Medición de Petróleo publicada por el API (Manual of Petroleum Measurement Standards).

OTA: Oleoducto Transandino.

RODA: Red de Oleoductos del Distrito Amazónico, operado por PETROECUADOR a través de PETROPRODUCCION.

SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano. Su punto inicial es la unidad ACT de la Estación de Lago Agrio y su punto final es el conjunto de conexiones de las dos líneas flotantes en las monoboyas de amarre del Terminal Marítimo de Balao, incluye además las instalaciones principales de almacenamiento existentes en la estación de bombeo de Lago Agrio;

b) Definiciones:

Barriles brutos fiscalizados: Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de 60°F e incluido el volumen de BS&W.

Barriles netos fiscalizados. Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de 60°F y restado el volumen de BS&W.

Compañía productora: Es la compañía que mantiene un contrato con el Estado Ecuatoriano por intermedio de PETROECUADOR, para la exploración y explotación de hidrocarburos, en cualquiera de las modalidades previstas en la Ley de Hidrocarburos.

Drenaje: Referirse al volumen de agua evacuados de los tanques de almacenamiento.

Fuerza mayor o caso fortuito: es el imprevisto imposible de resistir ni ser controlado por las partes. Este concepto comprende, en armonía con el Art. 30 del Código Civil: terremotos, maremotos, inundaciones, deslaves, tormentas, incendios, explosiones, paros, huelgas, disturbios sociales, actos de guerra (declarada o no), actos de sabotaje, actos de terrorismo, acciones u omisiones por parte de cualquier autoridad, dependencia o entidad estatal o cualquier otra circunstancia no mencionada, que igualmente fuera imposible de resistir; y que éste fuera del control razonable de la Parte que invoque la ocurrencia del hecho y que ocasione la obstrucción o demora, total o parcial del transporte de petróleo crudo.

105

Medidores de consumo: Son los equipos de medición y registro de los volúmenes de petróleo crudo que las estaciones de bombeo utilizan para combustible de las máquinas principales del sistema.

Operadora: Es PETROECUADOR a través de la unidad correspondiente, encargada de la operación, mantenimiento y administración del Oleoducto Transecuatoriano Lago Agrio-Esmeraldas y de la Red de Oleoductos del Distrito Amazónico respectivamente.

Partes: PETROECUADOR y las compañías productoras.

Pérdidas o ganancias de petróleo en el SOTE: Son las diferencias de petróleo crudo causadas por la operación del SOTE entre el volumen bombeado a partir de la unidad ACT de Lago Agrio y el recibido en Balao, deduciendo consumo de estaciones de bombeo y entregas de Oleoducto a Refinería Esmeraldas, considerando exclusivamente las diferencias de inventarios en los tanques de alivio de las estaciones y tanques de almacenamiento en Balao, oficializadas por la DNH. Serán consideradas también las pérdidas por derrames.

Pérdidas o ganancias de petróleo en tanques de almacenamiento de Lago Agrio: Son las diferencias de petróleo crudo causadas por la operación de los tanques de almacenamiento de la estación de bombeo Lago Agrio entre el volumen recibido a través de las unidades LACT de Lago, Agrio y el volumen bombeado a través de las unidades ACT, considerando la diferencia de inventario de tanques.

PETROECUADOR: Empresa Estatal Petróleos del Ecuador.

Petróleo crudo: Es la mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida en yacimientos naturales y que permanece líquida a condiciones atmosféricas de presión y temperatura.

Peso relativo: Es el peso resultante del producto del volumen en barriles netos y la gravedad específica del crudo.

Gravedad específica: Es la relación del peso de un volumen dado de petróleo a 60 ° F al peso del mismo volumen de agua a 60 ° F, ambos peso s corregidos por el empuje del aire.

Centros de Fiscalización y Entrega: Son los sitios convenidos por las partes y aprobados por el Ministerio del ramo, equipados con unidades LACT, donde se mide la producción de hidrocarburos, se determina los volúmenes de participación de las partes y se entrega la participación del Estado.

Usuarios: Son las compañías productoras que utilicen el SOTE y/o RODA para el transporte de su petróleo crudo.

106

Unidad ACT: Es un equipo especial utilizado para medir y registrar automáticamente la transferencia de custodia de volúmenes, en barriles, de petróleo crudo que se transportan por el Oleoducto Transecuatoriano. Está constituido por el banco de medidores, toma muestras y -probador de medidores en la estación de bombeo No. 1 Lago Agrio, de conformidad con las normas internacionales. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de Medición del Petróleo Crudo, que la operadora transfiere al Terminal Petrolero de Balao y/o a las estaciones de bombeo para consumo de sus unidades.

Unidad LACT: Son aparatos especiales para medir y registrar automáticamente la transferencia de custodia por concesión de los volúmenes, en barriles, de petróleo crudo producido en los diferentes campos u operaciones de producción, así como de los volúmenes de hidrocarburos provenientes de instalaciones industriales anexas, para luego ser transportados por el oleoducto. Está constituido por el banco dé medidores, toma muestras y probadores de medidores diseñados, instalados y equipados de conformidad con las normas API SPEC 11N, API 2502 o su equivalente o la más reciente publicación u otra aplicada por la DNH. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de Fiscalización y Entrega de la Producción de Petróleo Crudo, que los usuarios hacen al RODA y/o al SOTE.

Volumen total de llenado del SOTE: Es el volumen de, petróleo crudo igual a la capacidad de empaquetamiento de la línea del SOTE, que se mantiene en tránsito y en el cual cada usuario tiene participación porcentual lijada por la DNH, en función de su aporte en volumen o de conformidad al Art. 3 de este acuerdo ministerial.

Volumen mínimo de reserva de seguridad nacional: Es el volumen de petróleo crudo establecido por el Ministerio del ramo, que debe permanecer almacenado en los tanques del Terminal Petrolero de Balao, por razones de seguridad nacional, en el cual cada usuario tiene su participación porcentual fijada por la DNH, en función de su aporte en volumen o de conformidad al Art. 3 de este acuerdo ministerial.

Flujo máximo de bombeo: Es el máximo caudal de petróleo crudo que puede transportar el oleoducto, de acuerdo a sus características de diseño y a la capacidad instalada y disponible.

El plural incluirá el singular y viceversa. Las palabras no definidas en este reglamento serán interpretadas de conformidad con las acepciones de cada uno de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos y de los correspondientes términos que se les da en la práctica de la industria petrolera internacional.

CAPITULO II DE LA OPERACIÓN DE TRANSPORTE

107

Art. 2.- Los usuarios entregarán a la operadora, el petróleo crudo para ser transportados por el sistema de oleoductos Operados por PETROECUADOR, de conformidad con los convenios que la operadora firme con cada uno de ellos, en los lugares previamente acordados por las partes y aprobados por el Ministerio del ramo. Dichos convenios se sujetarán al presente acuerdo ministerial y demás disposiciones legales dictadas al respecto.

Art. 3.- La participación de los usuarios en el volumen de llenado total del Sistema de Oleoductos Operados por PETROECUADOR, en el volumen mínimo de reserva de seguridad nacional y el máximo de bombeo, será regulada por la DNH, en forma proporcional a sus tasas de producción previamente fijadas, aplicando la siguiente expresión:

(Anexo 26FET1)

Art. 4.- En el caso de que los Sistemas de Oleoductos operados por PETROECUADOR se vean disminuidos en su capacidad de transporte en lo que respecta al crudo del área del contrato de las compañías productoras, ya sea por circunstancias de fuerza mayor, imprevistos no catalogados como fuerza mayor o caso fortuito, o por cualquier otra causa de orden interno o externo a la operación del mismo que implique la potencial disminución de transporte o una sobredemanda de su capacidad; la Dirección Nacional de Hidrocarburos podrá considerar en la regulación prevista en el artículo 3 del presente acuerdo, otros criterios como son los de: producción promedio mensual, gravedad del crudo, viscosidad cinemática del crudo u otros que técnicamente sean justificables. El volumen de crudo no bombeado por las compañías productoras a la red de oleoductos del Distrito Amazónico y consecuentemente al SOTE, deberán ser recibidos de manera proporcional a la regulación respectiva.

Art. 5.- Los usuarios contarán con las instalaciones adecuadas para efectuar las entregas de petróleo a la operadora, y realizarán el mantenimiento y operación de las mismas, de conformidad con las normas de seguridad utilizadas en la industria petrolera.

Las conexiones a los Sistemas de Oleoductos Operados por PETROECUADOR, serán aprobadas por PETROECUADOR y comunicadas a la DNH.

Los trabajos de conexión final a los Sistemas de Oleoductos Operados por PETROECUADOR solo podrán ser ejecutados por un contratista calificado y aprobado por PETROECUADOR y la operadora. La supervisión técnica de dichos trabajos será realizada por la operadora y su costo total deberá ser cubierto por el usuario a quien pertenezca dicha conexión.

Art. 6.- Los usuarios y/o las operadoras, conforme al Art. 41 del Reglamento sustitutivo del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas, deberán solicitar a la DNH las

108

inspecciones correspondientes, previa a la aprobación del sitio y a la autorización de operación de los centros de fiscalización y entrega de petróleo crudo.

Art. 7.- Los volúmenes de petróleo crudo entregados por los usuarios, serán registrados a través de las unidades LACT, instaladas tan cerca como fuere posible del respectivo punto de entrega a los Sistemas de Oleoductos Operados por PETROECUADOR.

Además se considerará como petróleo crudo, los derivados hidrocarburíferos y/o residuos entregados a la Operadora para ser transportados por el Sistema de Oleoductos operados por Petroecuador.

Las calibraciones de los medidores instalados en las unidades LACT y ACT serán de responsabilidad exclusiva de cada uno de los usuarios y/u operadoras, las cuales se realizarán antes de su uso y posteriormente dos veces al mes, los días 1 y 16, y cuando sea necesario por funcionamiento defectuoso de la misma, a solicitud de cualquiera de las partes contratantes o de la DNH, en función de las especificaciones dadas por el fabricante de los equipos y las normas bajo las cuales fueron fabricadas. Estas calibraciones serán realizadas por compañías inspectoras independientes calificadas por la DNH, presenciadas por las operadoras y certificadas por la DNH.

Cualquier mecanismo, dispositivo que por su uso o función afecte la precisión de la medición o control, debe ser suministrado con un medio para sellar con seguridad, los cuales serán sellados por la DNH, y si eventualmente, sé requiere realizar trabajos que impliquen la rotura los sellos de seguridad, los usuarios y las operadoras previamente notificarán a la DNH en la jurisdicción correspondiente.

De la rotura o colocación de sellos de seguridad, se dejará constancia en actas suscritas por representantes de la DNH, usuarios y/u operadoras según sea el caso.

Art. 8.- En la fiscalización de los volúmenes y calidad de petróleo crudo entregados por los usuarios a los Sistemas de Oleoductos (SOTE, RODA) Operados por PETROECUADOR y el bombeado transportado desde la estación No. 1 Lago Agrio hasta el Terminal Petrolero de Balao, en el caso del SOTE, se aplicarán las normas técnicas internacionales aceptadas por la DNH, que comprenden pero no se limitan a las descritas a continuación:

· Muestreo de petróleo. Norma ASTM D-4177.

· Determinación de agua por destilación. Norma ASTM D-4006.

· Determinación de sedimentos por extracción. Norma ASTM D-473.

· Determinación de viscosidad a 80°F, Norma ASTM D- 445.

· Determinación de porcentaje en peso de azufre. Norma ASTMD-4294.

109

· Determinación de gravedad API, Norma ASTM D-1298.

"Corrección de densidad y volumen a 60°F, Norma AST M D-1250.

· Calibración de probadores volumétricos API MPMS capítulo 4.

Art. 9.- Los resultados de la fiscalización diaria de petróleo crudo (entregas a los sistemas de oleoductos operados por PETROECUADOR SOTE y/o RODA) se asentarán en el registro respectivo, que normalmente incluirá la siguiente información:

Fecha de entrega.

Lecturas iniciales, finales y diferencia.

Temperatura observada.

% en volumen de BS&W redondeado a una milésima.

Gravedad API observada, API a 60°F y API seco resul tante redondeado a una décima.

Gravedad específica redondeada a una diez milésima.

Factores de corrección de medidores redondeados a una diez milésima.

Viscosidad en cSt a 80°F redondeado a una décima.

Porcentaje del contenido en peso de azufre redondeado a una centésima.

Volúmenes en barriles brutos a 60°F redondeado a un a centésima.

Volúmenes en barriles netos a 60°F redondeados a un a centésima.

Total diario, acumulado mensual y acumulado total de: barriles brutos, barriles netos y peso relativo.

Para efectos de redondeo, las operadoras y los usuarios del Sistema de Oleoductos Operados por PETROECUADOR deben sujetarse a las normas aplicables conforme el MPMS capítulo 12, sección 2 y/o similares.

Las operadoras y los usuarios elaborarán un registro mensual con los resultados de la fiscalización diaria, en la cual se incluirán los acumulados mensuales de los volúmenes en barriles brutos fiscalizados, barriles netos fiscalizados y peso relativo. Adicionalmente, se determinará en forma mensual la gravedad API seco, la viscosidad mezcla y el porcentaje en peso de azufre de acuerdo a las siguientes expresiones:

(Anexo 26FET2)

110

Los registros de producción fiscalizada diaria de petróleo crudo (Entregas a los Sistemas de Oleoductos Operados por PETROECUADOR) serán presentados diariamente a la DNH.

Art. 10.- El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas comprobadas por las operadoras o la DNH.

a) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W);

b) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado funcionamiento de las instalaciones, de conformidad con las prácticas normales de la industria petrolera;

c) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación emitida por la DNH;

d) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el transporte de dicho petróleo;

e) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción, siempre que no sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo ministerial; y,

f) Cuando la unidad LACT del usuario y las unidades ACT no se encuentren funcionando correctamente, situación que será determinada mediante el control diario de los medidores, conforme a lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo.

Art. 11.- Cuando no haya sido posible recibir el petróleo crudo a los usuarios, para ser transportado por los Sistemas de Oleoductos Operados por PETROECUADOR, ésta deberá informar inmediatamente vía telefónica, fax, o correo electrónico y oficializar por escrito a la Dirección Nacional de Hidrocarburos y al usuario, dentro de los tres días laborables subsiguientes a la no recepción del petróleo crudo, indicando las razones que impidieron dicha recepción.

Art. 12.- El Ministerio del ramo en aplicación al artículo 33 de la Ley de Hidrocarburos, reformado por las leyes 101 y 44, podrá exigir a PETROECUADOR y a las demás compañías operadoras, el suministro de un porcentaje de su participación para el abastecimiento de las plantas refinadoras, plantas petroquímicas e industriales establecidas en el país, para satisfacer la demanda del mercado interno.

Art. 13.- El volumen de petróleo crudo disponible para exportación de cada uno de los usuarios en el Terminal Petrolero de Balao, será determinado de conformidad con lo que establece al respecto el Reglamento de Programación de Embarques de Petróleo Crudo, en vigor.

111

Art. 14.- La Operadora del Sistema de Oleoductos Operados por PETROECUADOR será responsable del petróleo crudo de los usuarios luego de ser medido en las unidades LACT de cada uno de los centros de fiscalización y entrega en Lago Agrio (SOTE) y/o desde los puntos de inyección a la línea principal del Sistema de Oleoductos

Operados por PETROECUADOR en su trayecto hasta el Terminal Petrolero de Balao, mientras que la operadora del RODA será responsable del petróleo crudo de los usuarios luego de ser medido en las unidades LACT de cada uno de los centros de fiscalización y entrega y/o desde los puntos de inyección a la línea del RODA, pero no están obligadas a mantenerlo segregado, toda vez que por razones operacionales dicho petróleo crudo necesariamente se mezcla con el de todos los usuarios del SOTE o RODA. Terminará esta responsabilidad, para el caso de la operadora del RODA, cuando el petróleo crudo pase a través de las unidades LACT a los tanques de almacenamiento de la estación No. 1 de Lago Agrio o del punto de conexión de la línea de recepción de plantas refinadoras petroquímicas e industriales, y para el caso de la operadora del SOTE, cuando el petróleo crudo pase a través de las bridas de conexión del sistema de carga del Terminal Petrolero de Balao a las líneas de recepción en un buque o del punto de conexión de la línea de recepción de plantas refinadoras petroquímicas e industriales a la línea del SOTE.

Art. 15.- Si fuere necesario reducir las cantidades de petróleo crudo bombeadas al SOTE, debido a circunstancias tales como: Exceso de volúmenes de petróleo en la estación de bombeo No. 1 Lago Agrio y/o en el Terminal Petrolero de Balao, daños en las bombas o en el ducto o por motivos de fuerza mayor o caso fortuito, la operadora reducirá las cantidades de petróleo crudo a ser transportadas por este sistema, en forma proporcional entre todos los usuarios del mismo, de conformidad con el artículo 3 del presente acuerdo, y de ser necesario la operadora se acogerá al artículo 64 de la Ley de Hidrocarburos con la autorización de la Dirección Nacional de Hidrocarburos.

Art. 16.- PETROECUADOR a través de la operadora aplicará procedimientos operacionales efectivos para la recepción y transporte de petróleo crudo en los ductos, así como para la nominación y programación de embarques de petróleo crudo, de conformidad con el presente acuerdo; y, el Reglamento para la Programación de Embarques de Petróleo Crudo, en vigor.

Art. 17.- PETROECUADOR y las operadoras presentarán trimestralmente, dentro de los primeros diez días calendario del siguiente trimestre, a la Dirección Nacional de Hidrocarburos, los resultados de la operación y mantenimiento de los diferentes sistemas de transporte por ductos, así como de los centros de almacenamiento de petróleo crudo de acuerdo a los manuales previamente establecidos.

Art. 18.- Los usuarios del SOTE y/o RODA pagarán a la operadora las tarifas de transporte que establezca el Ministerio del ramo, de conformidad con el artículo 62 de la

112

Ley de Hidrocarburos, en función a los volúmenes en barriles brutos fiscalizados y entregados en los centros de fiscalización y entrega o en los puntos de inyección al SOTE y/o RODA.

Art. 19.- PETROECUADOR contratará el seguro para el petróleo crudo transportado por el SOTE, por el RODA y para el petróleo crudo almacenado en Lago Agrio, estaciones de bombeo y Terminal Marítimo de Balao.

CAPITULO III DISPOSICIONES FINALES

Art. 20.- Las disposiciones del presente acuerdo ministerial dictadas para el Sistema de Oleoducto SOTE, deben aplicarse en lo que fuere pertinente para el transporte de petróleo crudo por el Oleoducto Transandino, OTA.

Art. 21.- El incumplimiento de las disposiciones del presente acuerdo ministerial, será sancionado por el Director Nacional de Hidrocarburos de conformidad con el artículo 77 de la Ley de Hidrocarburos, sustituido por la letra i) del artículo 24 de la Ley Especial No. 45 de la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) y sus Empresas Filiales, publicada en el Registro Oficial No. 283 de 26 de septiembre de 1989, y modificado por el artículo 38 del Decreto Ley No. 2000-1, publicado en el Suplemento del Registro Oficial No. 144 de 18 de agosto del 2000.

Art. 22.- El presente acuerdo ministerial entrará en vigencia a partir de la fecha de expedición, sin perjuicio de su publicación en el Registro Oficial.

Comuníquese y publíquese.- Dado, en Quito, a 9 de febrero del 2004.

f.) Carlos Arboleda Heredia.

113

ANEXO No. 2

CAPITULO 2 API MPMS

171

ANEXO No. 3

CAPITULO 3 API MPMS

190

ANEXO No. 4

CAPITULO 9 API MPMS

198

ANEXO No. 5

CD CON PROGRAMAS DE CALCULO DE VOLUMEN DE TANQUES, ESFERAS Y SALCHICHAS

199

BIBLIOGRAFIA

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medicion estatica tanques salchicha

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