4.Medicion Estatica
Short Description
Download 4.Medicion Estatica...
Description
CURSO EN MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
MEDICION ESTATICA Y CALIBRACION DE ELEMENTOS DE INSPECCION
DIRIGIDO A: Personal técnico y profesional que se encuentren laborando y en el área de medición.
Instructor FREDDY RAFAEL MENGUAL ESCUDERO, Ingeniero Químico, Msc Ingeniería Química. Auditor líder ISO 9001:2000. Director Técnico de Saybolt de Colombia Limitada durante 13 años. Experiencia en el campo de medición de petróleo, LPG y gas desde 1989. Capacitado en Calibración de Probadores, por la empresa Meter Engineers, Inc., de los Estados Unidos. Capacitado en medición estática, dinámica y calibración de medidores por Saybolt Safety & Training. Durante su vida profesional ha calibrado más de 100 probadores en el país. Y ha certificado los medidores de Ocensa en Coveñas y Vasconia. Ha dictado seminarios y cursos de entrenamiento a personal operativo y directivo de Empresas petroleras en Colombia sobre temas de medición, transferencia de custodia y aseguramiento de calidad. Experiencia en procesos de auditorias sobre operaciones de transferencia, muestreo y análisis de LPG, muestreo en cabeza de pozos para determinar inventarios.
DIRIGIDO A: Personal técnico y profesional que se encuentren laborando y en el área de medición.
CONTENIDO PARTE I 1 2 3 4 5 6 7 8 9
– – – -– – – – – –
MEDICION ESTATICA TANQUES DE ALMACENAMIENTO TERMINOLOGIA SOBRE MEDICION ESTATICA NORMAS APLICABLES EQUIPO DE MEDICION MEDICION DEL NIVEL DE CRUDO MEDICION DEL AGUA LIBRE MEDICION DE TEMPERATURA MUESTREO MANUAL LIQUIDACION DE CANTIDADES
PARTE II – CALIBRACION DEL EQUIPO DE MEDICION 1 – CALIBRACION DE CINTAS 2 – CALIBRACION DE TERMOMETROS PET 3 – CALIBRACION DE TERMOMETROS DE MERCURIO
MEDICION ESTATICA La medición estática es aquella en la cual la cuantificación de las cantidades se realizan midiendo el nivel de liquido contenido en los tanques de almacenamiento mediante medición manual con cinta, y sin necesidad del uso de dispositivos medidores de líquidos. La medida del nivel de liquido puede también obtenerse con medición automática, mediante sistemas Saab u otros, en la que se tiene un conocimiento casi instantáneo del nivel de líquido.
ALCANCE •
Describe los procedimientos estándares para medición de petróleo líquido y sus derivados en diferentes tipos de tanques, contenedores y recipientes de transporte.
•
Presenta además las técnicas y procedimientos estandarizados para los procesos de medición estática, sus rutinas de campo y cálculo, el origen y uso de los factores de corrección aplicables.
•
Presenta la interpretación y uso correcto de las tablas de aforo, para cualquier tipo de tanques.
FUNDAMENTOS Y NORMAS
API MPMS CAPITULO 3 TANK GAUGING Section 1A “Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products” Section 1B—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging Section 3—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging
API MPMS CHAPTER 7.TEMPERATURE DETERMINATION CHAPTER 8-SAMPLING Section 1 -Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products Section 3-Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products API CHAPTER 12 – CALCULATION OF PETROLEUM QUANTITIES Section 1 – Calculation of Static Petroleum Quantities Part 1 – Upright Cylindrical Tanks and Marine vessels. Textos varios sobre el tema
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Es un deposito o Bodega utilizado para almacenar líquidos y gases Sirven para proteger el producto de las contaminaciones y disminuyen las perdidas.
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
POR SU FORMA
Cilíndrico con techo cónico Cilíndrico con fondo y tapa cóncava Cilíndrico con techo flotante Cilíndrico con membrana flotante Esféricos
POR EL PRODUCTO ALMACENADO
Para Crudos Para Derivados o Refinados Para Residuos
CLASIFICACION DE LOS TANQUES
T A N Q U E C IL I N D R IC O C O N T E C H O C O N I C O
T A N Q U E C IL I N D R IC O C O N T A P A S C O N C A V A S
T A N Q U E C IL I N D R IC O C O N T E C H O F L O T A N T E
T A N Q U E C IL I N D R IC O C O N M E M B R A N A F L O T A N T E
T A N Q U E E S F E R IC O
M a n u a l. p p t
USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA TANQUES CILINDRICOS CON TECHO CONICO: Se usan generalmente para almacenar productos que tengan una presión de vapor baja, es decir aquellos que no tienen tendencia a producir vapores a la temperatura ambiente TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS : Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente
USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Se asemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo cónico con la diferencia que su tapa superior o techo, flota sobre el producto que se almacena ; es decir, se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de estos tanques corresponde a la atmosférica En estos tanques se disminuyen las pérdidas por evaporación
USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI
USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.
CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES • Se construyen de planchas de Acero • Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios para obtener las tablas de aforo • Deben tener una escotilla de Medición • Deben tener sistemas de Venteos • Deben tener líneas de entrada y salida del producto • Deben tener líneas de Drenajes • Deben tener agitadores dependiendo del producto que se va almacenar
TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA • Escotilla de Medición: es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones • Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá • Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias. • Plato de Medición: Un plato localizado bajo la escotilla de medición y donde se encuentra el punto de medición. • Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de referencia • Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo
TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA • Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usada para la medición de un producto en un tanque • Pesa: es la pesa ( Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración • Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante esta apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente • Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta el punto de medición. • Medición en Vació: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque
TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA •Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la medida •Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene un producto químico, el cual cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico •Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas. •Agua Libre: es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo ( típicamente abajo del petróleo, en el fondo del tanque) •Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a una temperatura determinada
TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA • Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del petróleo pero no en solución • Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburos presente en el tanque como capa separada en el fondo. • Volumen total observado: es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado • Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo • Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado
TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA • Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar ( 15 °C y 1.01325 bares) • Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar ( 15 °c y 1.01325 bares ) • Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la temperatura y presión presente ( este concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras de buques después del cargue ) • Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condiciones estándar del volumen total de petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.
MEDICION ESTATICA MANUAL
Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios Medición a Vacío. Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido Medición a Fondo. Determina directamente la altura del líquido
EQUIPO DE MEDICION • Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “ cero “ de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular • Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “ Cero “ en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminanada en un cono
CINTAS DE MEDICION
TERMOMETROS
MEDICION ESTATICA TOMAMUESTRAS TOMAMUESTRAS TIPO BEAKER Usados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles. Deben ser pesados para facilitar la inmersión
TOMAMUESTRAS DE ZONA Exclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cilíndricos que facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreador tipo ladrón y el de flotador.
TOMAMUESTRAS DE FONDO Exclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo
TOMAMUESTRAS
DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES Medida Inicial. Llamada también de apertura del tanque, es la medida realizada antes de cualquier operación de entrega o recibo de un tanque. Medida final. Llamada también medida de cierre. Es la medida efectuada después de la operación de recibo o despacho del tanque.
DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta: Antes de tomar medidas de un tanque, las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas. 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 ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones. Se debe evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta. Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final. Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.
DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final. No deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión. Se debe cambiar la plomada y las cintas de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm. Cuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrir tiempo suficiente para que los gases y aire disueltos se liberen y así poderlo medir correctamente.
MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO La medición del nivel de crudo puede realizarse de dos maneras: MEDICION MANUAL. Es la que se ejecuta con ayuda de cinta y plomadas de medición. MEDICION AUTOMATICA. Es la medida realizada con la ayuda de dispositivos mecánicos o electrónicos instalados en el tanque, que permiten observar en forma continua, o casi continua, la altura de liquido en el tanque de almacenamiento.
MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO REFERENCE GAUGE POINT
ULLAGE
Oil Layer
REFERENCE GAUGE HEIGHT INNAGE
(TOV)
GOV
FREE WATER LAYER
TANK BOTTOM OR DATUM PLATE
MEDICION MANUAL DEL NIVEL DE PRODUCTO
Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios Medición a Vacío. Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido Medición a Fondo. Determina directamente la altura del líquido
MEDICION AL VACIO Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta.
Nivel = Alt. de ref. (BM) – corte de la cinta – Corte en la Plomada Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamente determinado, así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas a 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.
MEDICION AL VACIO El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es el siguiente: • Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando
telemetría, para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta). • Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su libreta • Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido • Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la cinta con el punto de referencia del tanque • Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de medición • Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la plomada.
MEDICION AL VACIO • Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. • Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm. • Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres. • En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido.
MEDICION AL VACIO PUNTO DE REFERENCIA
H ref
VACIO Cinta
Corte del producto En la plomada NIVEL DE PRODUCTO
MP
Nivel
MEDICION A FONDO Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del liquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición. En la medida a fondo se obtiene la altura del liquido en forma directa. En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interfase.
MEDICION A FONDO 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 detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los numero de la escala. Abrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición. La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos ( Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).
MEDICION A FONDO Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del 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. Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 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 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.
MEDICION A FONDO Altura de referencia
Nivel de líquido
Altura de producto
DIFERENCIAS ENTRE LA MEDIDA A VACIO Y FONDO En la medida a fondo se obtiene el volumen de liquido en una forma directa. En la medida a Vació el volumen se tiene en forma indirecta.
MEDICION DE AGUA LIBRE • El agua libre se mide utilizando el procedimiento de medición a fondo, para lo cual es necesario el uso de pasta de corte de agua, la cual será untada en la plomada en dos lados opuestos de ella, al lado de las marcas de la plomada, la cual debe quedar libre. • Cuando la altura de agua excede la altura de la plomada, el agua libre puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua, o también puede medirse al vacío, o usando una pesa mas grande de 45 cm.
MEDICION DE AGUA LIBRE
MEDICION DE AGUA LIBRE Reading Free Water Cut 5 4 3
Height of Spotted Area about 1-1/2 inches
Water Paste Applied
2 1
Water Cut 2-1/2 inches
MEDICION DE AGUA LIBRE TIEMPO DE INMERSIÓN
Producto almacenado
Tiempo de inmersión
Gasolina, kerosene y otros ligeros Crudos y productos viscosos
10 segundos 1 a 5 minutos
ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE • • • • • • • •
Tabla de aforo. Expansión por cabeza de líquido Movimiento del fondo Tubo de medición Cambios en el punto de referencia Movimiento del plato de fondo Incrustaciones en paredes Expansión térmica
ERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICION
• • • • • • • •
Existencias de fugas Desplazamientos de líneas Mezcladores de liquido Drenado Espumas e inertes Escotilla de medición Desplazamiento del techo Mediciones de temperatura y muestreo
MEDICION DE TEMPERATURA Para la medición de la temperatura en un tanque se deben utilizar termómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala graduada en 1 °F y con precisión de ± 0.5 °F grabada en la columna de vidri o Igualmente se puede medir con equipos electrónicos, como el Termoprober, obteniéndose mediciones hasta de 0.1 °F y repetibilidad de ± 0.1 °F
MEDICION DE TEMPERATURA PROCEDIMIENTO DE LECTURA EN TERMOMETROS DE VIDRIO
Deben graduarse en incrementos de 1 °F (0.5 °C) • Se debe inspeccionar el termómetro para verificar que la columna de mercurio no se ha separado • Ajustar la cajuela con el termómetro a una cinta de medición y bajarlo al nivel deseado según la tabla No 1, y de acuerdo al numero de mediciones a realizar. • El tiempo de inmersión será el de la tabla No 2 • Después de alcanzar el tiempo de inmersión suba el termómetro y léalo lo mas rápidamente posible con aproximación del 1 °F
MEDICION DE TEMPERATURA PROCEDIMIENTO DE LECTURA
• Cuando saque el termómetro, la copa debe estar completamente llena y así debe mantenerse durante la lectura. • La lectura debe hacerse dentro de la escotilla de medición para evitar el efecto de las corrientes de aire • Lea la temperatura lo mas preciso posible, según la aproximación dada por el termómetro, y evitando errores de paralaje teniendo el termómetro a la altura de los ojos, y los errores de apreciación leyendo los valores por encima y por debajo de la columna de mercurio.
MEDICION DE TEMPERATURA. 7.
6.
2 0 '- 0 5 " UPPER
UPPER
4 7 '0 6 "
4 5 '1 0 "
4 1 '- 0 5 - 1 /2 " 3 6 '- 0 3 "
3 0 '- 0 6 " M ID D L E
M ID D L E
2 5 '- 0 5 " LOW ER
LO W ER
6 '0 0 - 1 /2 "
8.
UPPER
2 9 '- 0 4 - 1 /2 "
4 7 '0 6 " 3 6 '- 0 3 " M ID D L E
1 8 '- 0 1 - 1 / 2 " LOW ER
MEDICION DE TEMPERATURA TOMA DE LECTURAS (Tabla No 1)
PROFUNDIDAD DEL LIQUIDO
NUMERO MINIMO DE MEDIDAS
NIVELES DE MEDICION
> 3 m (10 Pie)
3
Alto, medio y bajo
≤ 3 m (10 Pie)
1
Mitad de la profundidad del liquido
MEDICION DE TEMPERATURA TIEMPO DE INMERSION (Tabla No 2) INMERSIÓN RECOMENDADA (MINUTOS) API @ 60ºF
En movimiento
Estacionario
>50
5
10
40-49
5
15
30-39
12
25
20-29
20
45
40
30 Segundos
5 Segundos
MUESTREO Definición de Muestra: Es una porción extraída desde el volumen total de líquido contenido en el tanque, que puede contener o no todos los constituyentes en la misma proporción presentes en el volumen total Naturalmente, las muestras puntuales en la superficie, superior, mitad y fondo tendrán valores similares de acuerdo con la precisión utilizada en los ensayos de laboratorio correspondiente
Muestra representativa Es una porción de muestra extraída desde el volumen total, y que contiene los constituyentes en la misma proporción de aquel
TIPOS DE MUESTREO • Muestreo Automático o Dinámico • Muestreo Manual MUESTREO AUTOMATICO
Tipo de muestreo que utiliza un dispositivo para extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería. Este equipo consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor de flujo, un controlador y un recipiente de muestras
MUESTREO MANUAL Es el que se realiza manualmente sin la ayuda de dispositivos automáticos para la recolección de la muestra. Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de Muestreos. • Muestra de Nivel • Muestra Corrida
MUESTREO MANUAL EN TANQUE
X
Superior
Tope
X
CRUDO X
Medio
X
Inferior
INTERFASE Fondo
X
QUE MUESTRA TOMA USTED?
AGUA
EQUIPOS DE MUESTREO MANUAL
BottomSampler: Bomb-type
MUESTREO MANUAL MUESTRA A TDODOS LOS NIVELES (UNA VIA)
Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel de extracción Retire el tapón de la línea y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente 3/4 llena después que sale del líquido. Para productos livianos o tanques profundos, se pueden necesitar una abertura restringida, que evite el llenado de la botella.
MUESTREO MANUAL MUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)
Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de línea flexible. Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior del aceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga del aceite
MUESTREO MANUAL MUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR
Una muestra superior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio superior del tanque. Una muestra intermedia es una muestra localizada tomada en la mitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entre los tercios superior e inferior del tanque) Una muestra inferior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio inferior del tanque Muestra aleatoria.Es la que se toma en un cabezal en un momento determinado durante la operación de bombeo
MUESTREO MANUAL PRECAUCIONES DE MUESTREO
Asegurarse que la muestra sea representativa Seguir precauciones para cada productos (crudo, gasolinas, alcohol, etc ) Evitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientes de aire No usar objeto metálico capaz de generar chispas Agitar la muestra antes de transvasar Al trasvasar muestras volátiles se invertirá el toma muestras sobre el porta muestras
MUESTREO MANUAL CONSIDERACIONES DE MUESTREO
La clase de análisis indicará el cuidado del muestreo Al tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie, tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corrida Asegurarse de la limpieza del muestreador Minimizar la operación de trasvasado El muestreo será previo a la medición de crudo, agua libre y temperatura
MUESTREO MANUAL MANEJO DE MUESTRAS
Al muestrear productos volátiles, el muestreador será el mismo portamuestras. Inmediatamente la muestra debe refrigerarse Muestras sensibles a la luz usaran portamuestras oscuros Se dejará suficiente espacio libre en el portamuestras Rotular siempre la muestra incluyendo: producto, propietario, sitio donde se tomó, fecha, hora, tipo de muestra El portamuestras se mantendrá bien tapado y alejado de la luz y calor
MUESTREO MANUAL TOMA DE MUESTRA PUNTUAL
CAPACIDAD DEL TANQUE O NIVEL DE LIQUIDO
NUMERO DE MUESTRAS REQUERIDAS CIMA
MEDIO
FONDO
MENOS DE 1000 Bbls
-
Si
-
Menos de 3 m
-
Si
-
De 3 a 4.5 m
Si
Si
Si
Mas de 4.5 m
Si
Si
Si
LIQUIDACION DE CANTIDADES
Se utiliza para determinar el volumen real que tiene un tanque de almacenamiento, deduciendo el efecto que produce la temperatura y el agua en suspensión
LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO
Datos
Nivel de líquido
Observada
Nivel de agua libre
Observada
Temperatura
del líquido ºF
Observada
Temperatura
ambiente ºF
Observada
Temperatura
de la lámina del tanque ºF
Por cálculo
Gravedad
API @ 60ºF
Porcentaje
de agua y sedimento(%BS&W)
Análisis Análisis
LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO
Datos Volumen total observado (TOV) Tabla de aforo Agua libre (FW) Tabla de aforo Volumen bruto observado (GOV) = (TOV-FR) Cálculo Factor de corrección por la temperatura de la pared (CTSh) Cálculo Ajuste del techo flotante (FRA) Cálculo Factor de Corrección por Temperatura en el Líquido (CTL ó VCF) tabla 6A/6B
Volumen
Bruto Estándar (GSV) = (GOV*CTSh±FRA)*CTL Factor de Corrección por Agua y Sedimento(CS&W) = (1-%BSW/100) Volumen Estándar Neto(NSV) = GSV*CS&W
LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO
Los estándares nacionales e internacionales recomiendan para medir la cantidad y calidad de crudo fiscalizado y/o transferencia en custodia el siguiente procedimiento
LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO
LIQUIDACION DE TANQUES FACTORE DE CORRECCION CTL
El Factor de corrección se puede obtener por formula, con la siguiente ecuación: CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)] Para CRUDO : K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H 2O a 60°F) 2 Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F) 2 Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2 Para Gasolina: K= (192.4571+(0.2438/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2
LIQUIDACION DE TANQUES AJUSTES POR TECHO FLOTANTE
Procedimiento • Obtener de la tabla 5A el API Observado, con la información de API a 60°F y la Temperatura del tanque °F • Calcular la diferencia entre el API observado y el API de referencia que aparece en la tabla de aforo • La diferencia anterior se multiplica por una constante de corrección por unidad de volumen (Cv) suministrada en la tabla de aforo, que puede ser negativo o positivo según el API de referencia • Corrección por techo = (API referencia – API observado) * Cv
MEDICION ESTATICA LIQUIDACION DE TANQUES AJUSTES POR TEMPERATURA DE LAMINA
Se puede obtener directamente a través de la la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o mediante la formula: CTSh = 1 + 12.4E-06*∆TS+4.0E-09* ∆2TS TS TL ∆TS
= ((7*TL)+Ta)/8 = Temperatura de la lamina = (TS-60) °F
CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales
NIVELES DE DISCRIMINACION
UNIDADES
DECIMALES
UNIDADES
DECIMALES
Galones
XXX.XX
Gravedad API
XXX.X
Barriles
XXX.XX
Densidad relativa
X.XXXX
Long tons
XXX.XXXX
Factor CTL
X.XXXX
Metric tons
XXX.XXX
Factor Ctsh
X.XXXXXX
Factor CSW
X.XXXXX
Temperatura º F
XXX.X
Temperatura º C
XXX.X5
% S&W
XX.XXX
LIQUIDACION DE TANQUES ANALISIS DE PARETTO SEVERIDAD RELATIVA DE LAS VARIABLES DE MEDICION ESTATICA IMPACTO
DEFINICION
% Error en la variable ⇒ % Error en la medición
Análisis Pareto
Condiciones supuestas
Severidad Relativa
[ TOV
Volúmen total observado a las condiciones del producto.
1%
≈ 0,98%
100º F, 30º API
24
82%
FWV ]
Volúmen del agua libre que se encuentra en una fase distinta a la fase del crudo.
1%
0,10%
FWV < 10% TOV
2
8%
1% en T 1% en Densidad
0,04%
100º F, 30º API
1
3%
0,08%
100º F, 30º API
2
7%
x VCF Ó CTL NSV
Factor de corrección de volúmen por temperatura
Volúmen neto de petróleo crudo a 60º F y 0º PSI.
100%
PERDIDAS EN MEDIDON ESTATICA PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA - ANALISIS DE PARETO PERDIDAS DE MEDICION
PERDIDAS FISICAS 1. Evaporación. 2. Mezclas de productos. 3. Fugas por roturas de tanques y/o líneas. 4. Robos.
1. Cambio de agua por producto - operación. 2. Cambio de agua por producto - robos.
FWV, 8%
1. Fuga de
livianos por calentamiento
TOV, 78%
1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas. 2. Equipos de medición. 3. Procedimientos 4. Práctica metrológica. 4. Operación.
1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas. 2. Equipos de medición. 3. Procedimientos 4. Práctica metrológica. 4. Operación.
CTL Ó VCF, 3%
1. Toma de temperatura: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.
1. Fuga de
livianos por calentamiento
Densidad, 7 %
1. Muestreo: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación. 2. Ensayo analítico: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION INFORMACION GENERAL Verificar las cintas de calibración antes de cada uso y verificar que estén en buen estado. Realizar verificación a la cinta de campo y a los termómetros. Todas las cintas de trabajo debe verificarse antes de cada uso inicial y por lo menos una vez cada año. Esto se hace por comparación frente a una cinta master, utilizando el método horizontal o vertical, de acuerdo al API MPMS Capitulo 3.1 A. Todas las cintas de trabajo deben verificarse antes de cada uso para determinar que sean legibles y estén libres de anillos, curvaturas o empalmes.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS
Existen dos métodos para la calibración de cinta: 1. Procedimiento por el método de comparación horizontal con una cinta Master. 2. Procedimiento por el método de comparación vertical con una cinta Master.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS
Sujetador
Tensor rosca
Tensiometro
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS
METODO DE COMPARACION HORIZONTAL - El equipo consta de los siguientes elementos: - Plataforma con sujetador para cinta y plomada. - Escuadra. - Escala de acero ( en milímetros) soportada en un tablero. - Dos tensiómetros. - Dos tensores roscados para permitir tensionamiento. - Enganche giratorio.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS - La cinta de trabajo y la cinta máster deben estar libres de torceduras, dobleces y uniones. - Se confirma el certificado y el número de serie de la cinta máster. - La plomada y la cinta se comparan directamente, a lo largo de sus respectivas extensiones, haciendo que tanto la cinta de trabajo como la cinta master vayan fijadas a sus correspondientes plomadas. - Se chequea la cinta y la plomada para descartar daños, números repetidos o ilegibles, enroscaduras, plomadas desgastadas. - El tensiómetro utilizado debe tener una exactitud de ± 0.1 Psi.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS - Las cintas se remueven completamente de sus carretes y se colocan sobre una superficie plana como un corredor, parqueadero, etc. - La superficie de prueba debe estar completamente al sol o completamente a la sombra. - La cinta a calibrar debe ser hecha del mismo material de la Cinta máster y debe tener la misma sección transversal. - La cinta máster se coloca paralela a la cinta de trabajo separada por una distancia constante de 1” a 1 1/4” a lo largo de su longitud total. Es muy importante que se mantengan paralelas. - Se aseguran las dos plomadas de la cinta en la plataforma con el sujetador.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS
- Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivos tensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados. Estos últimos se fijan a un soporte. - Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas queden completamente extendidas. - Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras de presión a cada cinta, observada en los tensiómetros. - Igual tensión a ambas cintas, es más importante que la cantidad de tensión aplicada.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS - Se ajustan las cintas, a la escala milimétrica y al tablero, de tal manera que estén exactamente paralelas en el primer punto de prueba. - Se registra el espacio entre las dos cintas para que el espacio en los otros puntos de prueba sea el mismo. - Se rechequean las presiones en los tensiómetros y se ajustan, si es necesario antes de tomar las lecturas. - No se deben mover o alterar las cintas o la escala milimétrica durante las operaciones.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS -
Mueva la escala en unos pocos milímetros en ambas direcciones y repita la rutina de medición detallada antes. Registre estas lecturas como la segunda prueba. Repita la rutina de medición de nuevo y registre las lecturas como la tercera prueba. Libere la tensión en ambas cintas y repita la tensión a ambas cintas.
Cuatro puntos de prueba se deben comparar en cada cinta, se verificará la longitud total, más tres puntos adicionales a lo largo de ellas.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS -Calcule la longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba usando la siguiente ecuación: L= S + K* [ (Sumatoria B- Sumatoria A)/3] L= S + (K/3) * (Sumatoria B-Sumatoria A) Donde: L= Longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba. S= Longitud certificada de la Cinta Patrón en el punto de prueba. K=Factor de conversión: Unidades de la Cinta/ unidades de la escala; K= 0.00328084 ft/mm K/3= 0.0010936 (Para las tres lecturas) Sumatoria de A= Suma de las lecturas de la escala para la cinta Patrón. Sumatoria de B= Suma de las lecturas de la escala para la cinta de trabajo.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS VARIACIONES PERMISIBLES EN CINTAS
Longitud de la cinta
Exactitud
8 Metros-25 Pies
0
mm - 1/32” - 0.0025 Pies - 0.01 %
15 Metros-50 Pies
1.5 mm - 1/6” - 0.005 Pies - 0.01%
20 Metros-66 Pies
2.0 mm - 5/64” - 0.0066 Pies - 0.01%
23 Metros-75 Pies
2.3 mm – 3/32”- 0.0075 Pies - 0.01%
30 Metros-100 Pies
3.0 mm - 1/8
- 0.01 Pies
- 0.01%
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS Calcule y registre B-A para cada prueba. Entonces registre el rango R de Valores (Del más alto al más bajo), por ejemplo: Longitud certificada de la Cinta Master (S) = 100.001 ft. Lectura A Lectura B Prueba 1: 25.5 mm 28.0 mm Prueba 2: 27.0 mm 29.0 mm Prueba 3: 29.0 mm 32.0 mm
(B-A) 2.5mm 2.0mm 3.0mm
Sumatoria A=81.5 mm B=89.0 mm L= S+ 0.0010936* (Suma B-Suma A) = 100.0092 ft.
Rango (R) 1mm
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS METODO DE COMPARACION VERTICAL
- La comparación de la cinta master con la cinta de trabajo puede ser realizada en posición vertical. Ambas cintas deberán sujetarse en condiciones similares a aquellas normales de operación. - Suspenda ambas cintas del lado de un tanque o de otro sitio en donde las cintas puedan colocarse por lado y lado. - El sitio seleccionado debe estar libre de viento, ya que podría descalibrar la cinta con el movimiento. - Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintas asegurándose que el incremento de la medida de las cintas esté separado por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por las plomadas.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTAS - Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismo procedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba se necesita en este método. - La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdadera longitud de la cinta de trabajo.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS PET
Verificación de la Exactitud Procedimiento en laboratorio. Una vez por año . Compare los termómetros y realice de tres lecturas, a tres o más temperaturas, utilizando un termómetro máster certificado. La variación debe estar +/-0.5ºF en cada temperatura. Registre los termómetros, el numero de serie y todos los otros datos requeridos en el registro de calibración de equipos.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS PET
Procedimiento en laboratorio. Una vez cada mes. Compare las lecturas de los termómetros a 5 ºF debajo de la posible lectura más alta (Max. 212ºF) y el punto de hielo de un termómetro de vidrio máster certificado. La variación debe ser menor de temperatura de prueba.
0.5 ºF en
cada
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS PET
Procedimiento de campo: Antes de cada uso. Compare la lectura del termómetro de trabajo con un termómetro de mercurio master certificado en un baño a temperatura constante. Si la lectura varia en 1ºF o más, ajuste el equipo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y recalíbrelo siguiendo el procedimiento de laboratorio descrito anteriormente.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS DE MERCURIO Verificación de la Exactitud
- Los termómetros de mercurio-vidrio deben chequearse antes de su uso inicial, o por lo menos una vez cada año en el laboratorio. - Los termómetros de campo deben verificarse ante de cada uso y por lo menos una vez al mes. - Si la columna de mercurio está fraccionada o se sospecha otro daño en el termómetro, éste debe recalibrarse en el laboratorio antes de ser usado en el campo
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS DE MERCURIO
Verificación de la Exactitud Procedimiento de laboratorio: - Compare los termómetros frente a las lecturas de los termómetros master certificados en tres temperaturas diferentes: una en el tercio más bajo, otra en el tercio medio y la ultima en el tercio superior del rango del termómetro. - Rechace el termómetro si la variación en cualquier tercio del termómetro es ± 0.5ºC.
CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS DE MERCURIO
Verificación de la Exactitud Prueba de campo antes de cada uso Examine el termómetro antes de cada uso. No use cualquier termómetro que tenga la columna de mercurio separada, ó grabaciones ilegibles y/ó rotura del vidrio. Prueba de campo una vez por mes Coloque los termómetros de trabajo de lado a lado de un termómetro master certificado y déjelos quieto por lo menos durante 30 minutos. Tome lecturas y rechace el termómetro si la variación es superior a 0.5°C.
ERROR: syntaxerror OFFENDING COMMAND: --nostringval-STACK: (4.Medicion Estatica) /Title () /Subject (D:20050519130253) /ModDate () /Keywords (PDFCreator Version 0.8.0) /Creator (D:20050519130253) /CreationDate (Administrador) /Author -mark-
View more...
Comments
