70172290 Manual de Operacion de Tanques

7/23/2019 70172290 Manual de Operacion de Tanques

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OPERACIÓN DE TANQUES

Rev. 0 MODULAR BOMBERO “C” 1

EXPLORACION Y PRODUCCION

MANUAL DE OPERACIÓN DE TANQUES.

ING. FEDERICO G. GARCIA ROMERO.




2 MODULAR BOMBERO “C” Rev. 0


O B J E T I V O INSTRUCCIONAL.

AL FINALIZAR EL CURSO EL PARTICIPANTE

ADQUIRIRA Y APLICARÁ LOS

CONOCIMIENTOS TEÓRICO-PRÁCTICO PARA

OPERACIÓN Y LA MEDICIÓN DE NIVEL EN

TANQUES DE LAS INSTALACIONES DE LA

COORDINACIÓN DE OPERACIÓN DE POZOS E

INSTALACIONES DE EXPLOTACIÓN DEL

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ.






El almacenamiento es considerado una parte importante dentro

de la industria, ya que debido a esta operación se mantiene al

producto en condiciones óptimas para el proceso donde serárequerido, para ello se hace uso de diversos contenedores

como son tanques y recipientes de diferentes capacidades, por

lo anterior es necesario describir la clasificación que se hace de

ellos así como de las partes principales que los componen,

instrumentación, especificaciones y condiciones de operación y

seguridad.

Debido a la gran variedad de productos a almacenar, como son:

aceite, agua, lodos de perforación, productos refinados del

petróleo, etc. En este capítulo, se hace una clasificación de los

tanques y recipientes, se mencionan sus partes más

importantes así como la función de cada una de estas.






1.1 CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

Los líquidos podrán ser almacenados en diversos sistemas, clasificándose de manera generalen ``sistemas convencionales'' y ``sistemas no convencionales''.

En esta sección se describen los sistemas convencionales de almacenamiento, los cuales serefieren a los diferentes tipos de tanques utilizados en la industria de la refinación y quepodemos subclasificar de la siguiente manera.

Atmosféricos Verticales

Formadedomo.

Formadecono.

Cilíndricos

Techofijo

T

A N Q U E S Y

R E C I P I E N T E S

Decubiertasimple.

Decubiertadoble.Techoflotante

Criogénicos(refrigerados)

Horizontales.

Verticales.Apresión

Esféricos

Interno(membranarígidaoflexible)

FIG. 1-1. CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

El almacenamiento “no convencional” es todo sistema que no está descrito en la clasificaciónanterior, requiriendo especiales consideraciones en su proyecto, construcción y mantenimiento.Los almacenamientos ``no convencionales'' pueden ser:

a) Almacenamiento en pozas abiertas.

b) Almacenamiento flotante.

c) Almacenamiento en cavernas.

d) Almacenamiento en tanques de concreto pretensado.

e) Almacenamiento en plataformas marinas.

La selección del tanque de almacenamiento de un producto se hace en función a la clasificaciónde productos elaborada por la Asociación Nacional de Protección contra Incendio (NFPA, porsus siglas en inglés), Fig. 1-2, misma que está referida a la norma de referencia NRF-015-PEMEX 2008 “PROTECCION DE AREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOSINFLAMABLES Y COMBUSTIBLES.”






CLASE I-A CLASE I-B

(P.eb. < 37.8°C) (P.eb. > 37.8°C)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

22.8

37.8

INFLAMABLES

CLASE I-CGASOLINAS, NAFTAS

Y OTROS

HIDROCARBUROS

LIQUIDOS

37.8 °C

COMBUSTIBLES

CLASE II

COMBUSTIBLES

CLASE III-A

60 °C

93 °C

DIESEL, GASOLEO Y

DIAFANO

CLASE III-B

COMBUSTOLEO Y

OTROS PRODUCTOS

PESADOS

ASFALTOS Y RESIDUOS

(CON POCA AGUA)

T E M P E R A T U R

A D E L P U N T O D

E I N F L A M A C I O N

( ° C )

NOTA: Los alcoholes y solventes polares son liquidos inflamables, en tanto que el crudo y los recuperados de trampas

pueden ser inflamables o combustibles

FIG. 1-2.CLASIFICACIÓN NFPA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (NRF-015-PEMEX 2008).

1.2 TANQUES ATMOSFÉRICOS.

Los tanques atmosféricos se usan para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vaporde 0.914 kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar y temperatura estándar. Por cada 300 metros deelevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.035 kg/cm2 abs (0.5 psia).

Los principales tipos de tanques atmosféricos son de de techo fijo y techo flotante.

a) Los tanques atmosféricos de techo fijo, pueden tener techo autosoportado o por columnas,la superficie del techo puede tener forma de domo o cono, y techos flotantes internos que asu vez puede ser de membrana rígida y membrana flexible. El tanque opera con un espacio

para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos. Ventilaciones en eltecho permiten en los tanques de techo fijo la emisión de vapores y que el interior semantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas porevaporación. Los tanques de techo fijo con membrana interna flotante son usados parareducir las emisiones de vapor de los productos almacenados.






b) Los tanques atmosféricos de techo flotante, son aquellos en que el techo flota sobre lasuperficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores, destinados alalmacenamiento de productos inflamables clases 1A, 1B, 1C. Los principales tipos detecho flotante son: Techos de cubierta simple con pontones, techos de cubierta doble con

pontones. Los tanques atmosféricos de techo flotante serán utilizados en: Almacenamiento de líquidos con Presión de Vapor Reid (PVR) mayor a 0.281 kg/cm2

abs (4 psia).

Cuando el líquido es almacenado a temperaturas cercanas en 8.3 °C (15 °F) a supunto de inflamación o a temperaturas mayores.

En tanques cuyo diámetro excede los 45.0 metros y sean destinados a almacenarlíquidos de bajo punto de inflamación.

Almacenamiento de líquidos con alta presión de vapor que son sensibles a ladegradación con oxígeno.

1.2.1 Tanques de almacenamiento verticales de techo fijo.

Los tanques verticales de techo fijo, se utilizan para almacenar petróleo y sus derivados, que semantienen en estado líquido en condiciones ambientales (presión atmosférica y temperaturaambiente).

Se emplean para contener productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros (noinflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir lacolumna del fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, loque es altamente peligroso. Para el almacenamiento de productos de alta viscosidad comocombustóleo, residuo primario, gasóleos de vacío y aceite recuperado, se equipan conserpentines de calentamiento con vapor, en el interior del tanque (Haz de tubos aletados), paramantener caliente el producto, reducir su viscosidad, y así facilitar su manejo.

Este tipo de tanques están destinados al almacenamiento de líquidos combustibles que sealmacenan a presión atmosférica, cuya clasificación NFPA corresponde a productos Clases II,IIIA y IIIB (NRF-015-PEMEX 2008).

En la FIG. 1-3 se ilustran las partes principales de un tanque vertical de techo fijo.






TV-204CRUDO

CAP.100,000Bls.

Flotador

Conexiónatierra Dren

Entrada

Hombre

Rompevientos

TechoFijo Medidorde

nivelArrestaflama

Basedeconcreto

Entradade

productoSalidade

producto

Sistema

contraincendio(SCI)

Tubodemedición

FIG. 1-3. T ANQUE VERTICAL DE TECHO FIJO.

En los párrafos siguientes se describe la función de las partes de los tanques verticales detecho fijo.

1. Conexión a tierra. Su finalidad es evitar acumulación de cargas estáticas que puedanproducir una chispa, la cual en contacto con vapores de hidrocarburos puede producir unincendio. Estas cargas estáticas eléctricas se originan por el rozamiento de los líquidos conlas partes metálicas del tanque y las tuberías.

2. Válvulas de presión-vacío (VPV). Estas válvulas constan de un par de discos sobrepuesto

sobre una base circular. Operan de la siguiente manera: al existir una presión superior a laatmosférica, se levanta el disco del conducto de desfogue a la atmósfera, permitiendo lasalida de los vapores, en caso de que se llegue a producir una presión de vacío, se levantael disco del conducto de entrada de aire, permitiendo la entrada de este, cuya finalidad esproteger el tanque evitando deformaciones.

FIG. 1-4. V ÁLVULA DE PRESIÓN-VACÍO CON ARRESTAFLAMA.

Las VPV (válvulas de presión y vacío) actúan en los siguientes casos:






Vaciado del tanque.

Llenado del tanque.

Alta PVR del hidrocarburo almacenado.

Aumento de la temperatura.

Exposición al fuego.

3. Arrestaflama. El arrestaflama está formado por una serie de laminillas acomodadas encírculos o transversalmente, las cuales evitan que al producirse una flama en el exterior deltanque penetre al mismo, anulando la posibilidad de una explosión.

FIG. 1-5. ARRESTAFLAMA.

4. Entrada hombre. Estas pueden ser una o más dependiendo del diámetro del tanque, lascuales se localizan cerca del fondo, se le conoce también como registro hombre,permitiendo la entrada al interior, cuando sea necesario realizar una limpieza o reparación,se cubre con una brida ciega exterior atornillada.

5. Tubo de medición. Se extiende desde el techo y está separado a 10 cm del fondo,aproximadamente, en el interior del tanque, permitiendo la medición del líquido, ya que

cuenta con ranuras convenientes para permitir que el líquido entre al tubo sin que existaagitación. Es importante que al tomar mediciones del nivel del tanque con cinta métrica, sedeje la boquilla de medición cerrada.

6. Sistema de contraincendios (SCI). El sistema generador de espuma efectúa la mezcla deconcentrado y agua, esta sube a la cámara de espuma, Fig. 1-6, dentro de ella la mezcla essometida a una aceleración y expansión, por medio del conjunto de placa de orificio yVénturi. Después de esta etapa, admite en la mezcla el aire adecuado para formarfinalmente una capa de espuma que se vierte suavemente al interior del tanque,extinguiendo al incendio por sofocación.






FIG. 1-6. C ÁMARA DE ESPUMA.

FIG. 1-7. T ANQUE DE ALMACENAMIENTO.

Entre los tipos de tanques atmosféricos verticales de techo fijo se puede encontrar lassiguientes aplicaciones:

Tanques de medición.

Se utilizan para medir la cantidad de líquidos, su capacidad varía de 280 a 1000 Bls, Fig. 1-8. Estos tanques tienen la ventaja de ser fácilmente transportados a los lugares donde serequieran, sin necesidad de desarmarse.






FIG. 1-8. T ANQUE DE MEDICIÓN.

Tanques para producción.

Se utilizan para medir y almacenar temporalmente líquidos. Su capacidad varía de 1000 a 5000Bls, Fig. 1-9.

FIG. 1-9. T ANQUE PARA PRODUCCIÓN.

1.2.2 Tanques verticales de techo flotante interno (membrana).

Los techos internos se construyen en aluminio y se coloca un domo geodésico como techo fijodel tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son:

Es un techo autosoportado, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evitael tener que perforar la membrana.






Es más liviano.

Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajosriesgosos en altura.

Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan válvulas de presión y vacío, sino quese colocan ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

FIG. 1-10. SOPORTES DEL TECHO FLOTANTE INTERNO.

Al techo flotante interno de un tanque, también se le conoce como membrana interna, estádiseñada para garantizar que la mayor cantidad posible de emisiones contaminantes semantengan por debajo de la cubierta.

La membrana flotante es una estructura metálica hermética sobre pontones cilíndricos de 10”de diámetro, que cumple con la norma API 650 apéndice h.

Cada membrana flotante es diseñada para cada tanque en particular, no existe membranaflotante interna prefabricada, la membrana se adapta a las necesidades de operación deltanque.

FIG. 1-11. CONSTRUCCIÓN DE LA MEMBRANA INTERNA DE UN TANQUE.






FIG. 1-12 T ANQUES VERTICALES TECHO FLOTANTE

FIG. 1-13. TECHO INTERNO FLOTANTE.

Principales características del techo flotante interno (membrana):

Los pontones no están unidos a las patas de apoyo del techo.

Sellado hermético de la cubierta evitando pérdidas por evaporación.

Toda la tornillería en acero inoxidable.

Mayor resistencia al peso. Espesor de lámina de la membrana de 0.025" a 0.040".

Pontones de 10" de diámetro.

Perfil periférico canal de 12".

Para que una cubierta interna flotante de aluminio pueda cumplir con la función para la cual fuediseñada debería estar hecha de la siguiente manera:

1. Estructura. Actualmente la estructura se diseña aislada del sistema de flotación; tomandoen cuenta que los pontones no están diseñados para ser utilizados como miembrosestructurales o para ser sometidos a flexión y compresión, mediante la unión de lossoportes a sus tapas en los extremos, esto siguiendo las pautas establecidas en API 650,sección H, Párrafo h.4.7.4., donde establece que "se debe poner especial cuidado en launión de los soportes a la estructura de la cubierta de modo que no se produzcan daños alos pontones y láminas de la cubierta.

De igual forma la estructura debe ser lo suficientemente rígida para soportar una serie deaccesorios muy importantes como lo son: las láminas de la cubierta, los sellos periféricos ya la vez ser capaz de soportar 1000 libras por pie cuadrado.






2. Anillo perimetral. Consiste en un canal extruido en forma de "C" que forma el anilloperimetral. Es importante tener cuidado de mantener el espacio anular de forma pareja alos largo de la periferia de la cubierta flotante. La estructura que conforma el anilloperimetral va unida al resto del techo flotante.

3. Láminas de la cubierta. Sirven para cubrir toda el área superior de la cubierta y parapermitir el andar de personal sobre ella. No es utilizada, en ninguna forma como miembroestructural. Pueden ser espesor mínimo de 0.025".

4. Drenaje de la cubierta tipo check ball. La membrana esta equipada de drenajes paraevitar la acumulación de producto sobre la cubierta.

Cuenta con un dispositivo tipo Check que evita la evaporación distribuida en el área de lacubierta y permite desalojar cualquier producto que alcance la parte superior de lamembrana.

FIG. 1-14. TUBOS DE DRENAJES CONECTADOS A LAS VÁLVULAS, PROYECTADOS 4" PULGADAS DENTRO DEL

PRODUCTO.

5. Pontones. Se utilizan para dar flotación a la cubierta y por medio de ensamblaje de sillas a laestructura principal (largueros y travesaño) que sirven de apoyo al pontón sin dañarlo.

Los soportes de las patas no están conectados a los pontones, están conectados al marcoestructural de las vigas (largueros).

FIG. 1-15. PONTONES.

Esto permite mantener la estructura separada del sistema de flotación, por lo que lospontones no son utilizados como miembros estructurales (longitudinales o largueros)sino que son usados única y exclusivamente para dar flotación a la cubierta.






6. Soportes de la cubierta independiente de los pontones. Otra característica en el diseño,es el uso de soportes independientes del sistema de flotación.

7. Sellos. Tienen la misma función que los sellos descritos en “Tanques verticales de techoflotante externo.” Pág. 15. Pueden contar con soporte de zapata tipo tijera que permite unrango de operación desde 2" hasta 24".

FIG. 1-16. SELLOS DE LA MEMBRANA Y LAS PAREDES DEL TANQUE.

8. Venteos por presión y vacío en la membrana. Cuando se llena por primera vez el tanquey hay evaporación excesiva del producto, el venteo de presión permite descargas de gasesa la parte superior de la membrana, evitando daños en la estructura de la misma.

En el caso de vaciar completamente el tanque, la membrana toca los soportes y puedegenerar vacío, por lo cual la válvula rompedora de vacío permite la entrada de gases parala protección de la membrana.

FIG. 1-17. VENTEO POR PRESIÓN Y VÁLVULA ROMPEDORA DE VACÍO.

Además de las partes mencionadas anteriormente, las membranas también cuentan condispositivos como tubo de drenaje, cable de puesta en tierra, cable antirrotacional, entradahombre, tubo de medición y aforo, venteos de sobrellenado.

Ver referencia en NFR-207-PEMEX 2009 “Membranas flotantes internas para tanques dealmacenamiento atmosférico”






1.2.3 Tanques de almacenamiento verticales de techo flotante.

Como se mencionó anteriormente, los tanques verticales de techo flotante se usan paraalmacenar productos del petróleo que se mantienen líquidos a condicionas ambientales, pero

con presión de vapor de aproximadamente 4 psi.Estos tanques se utilizan para almacenar productos con alto contenido de volátiles, presión devapor superior a la atmosférica como: petróleo crudo, gasolinas primarias, gasolinas finales ygasolinas especiales, las de alto octano como son las gasolinas reformada y catalítica, cuyaclasificación NFPA corresponde a productos Clases IA, IB y IC, (NFR-015-PEMEX 2008).

Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entreel espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la superficie dellíquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto almacenado durante losperiodos en que la temperatura ambiental es alta, evitando así la formación de gases (suevaporación), y consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al mismo tiempo sereducen los riesgos al almacenar productos inflamables.

1.2.3.1 Tanques verticales de techo flotante externo.

En la Fig. 1-18, se indican los componentes principales de los tanques verticales de techoflotante externo y más adelante se hace la descripción de ellos.

SCI

Dren

Purgaconsumidero

Entrada

hombre

Manguera

Registro

Escalerayguía

Pontón

Barrascentradorasdepontones

Anilloatiesador

Sellotubular

dehule

Conexiónatierra

Bandadedesgaste

Entradadeproducto

Boquillademedición

Basedeconcreto

Salidadeproducto

FIG. 1-18 T ANQUE VERTICAL DE TECHO FLOTANTE

1. Drenaje del techo flotante. Debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto,debe tener un dren de agua de lluvia. Para esto, se diseña con colector con una válvula

antirretorno, y una manguera que pasa por el interior del tanque hasta que sale por la parteinferior del tanque hacia el drenaje.

2. Sellos. Se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante ylas paredes del tanque. Hay de distintos tipos y para obtener buenos resultados se colocaun sello primario y uno secundario. El sello primario (Fig. 1-19 y Fig. 1-20) que esindispensable, puede ser del tipo pantográfico de zapata o de espuma, montada en faselíquida. El sello secundario, Fig. 1-20, se monta sobre el primario y puede tenerrodamientos que apoyen contra la pared del tanque.






FIG. 1-19. T ANQUES VERTICALES – TECHO FLOTANTE – SELLO.

FIG. 1-20. SELLOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS.

3. Pontones. Son cilindros herméticos que flotan sobre el espejo del producto y sostienen altecho. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya queesto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.

4. Boquilla de medición. Para la medición manual de nivel, temperatura y extracción demuestras.

5. Entradas hombre. Son entradas al tanque con tamaños desde 508 mm hasta 914 mm dediámetro, para ingresar al interior del tanque con la finalidad de poder realizar limpieza,revisiones o reparaciones en el interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija lanorma API-650 y está en función al diámetro del tanque.

6. Boquilla de limpieza. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aproximadamente dependiendo deldiámetro del tanque y la altura del primer anillo. Se colocan cuando se considera necesario.

7. Base de hormigón. Es un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanquepara evitar hundimiento en el terreno y corrosión del fondo.

8. Sistema de contraincendio. El sistema de contraincendio es similar al que se describió enlas partes de los tanques verticales de techo fijo.






Dique. Muro de contención hermético de concreto o mampostería sólida, construido alrededorde uno o más tanques de almacenamiento para evitar la extensión de derrames de productoshacia otras áreas (NFR-015-PEMEX 2008). En caso de haber más de un tanque dentro delrecinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande,

más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Los tanques de 100,000 Bls decapacidad o mayores deberán ubicarse en diques individuales.

FIG. 1-21. T ANQUES VERTICALES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO.

1.2.4 Protección contraincendio para tanques atmosféricos.

En los párrafos comprendidos desde 8.1.6 y 8.1.7 de la NRF-015-PEMEX 2008 se hacereferencia de la protección contraincendio a base de inyección de espuma y la protección

contraincendio por enfriamiento con aguaEn refinerías y centros de trabajo de similar tamaño, la protección contraincendio a base deespuma mecánica estará constituida esencialmente por sistemas semifijos, los cuales estáncompuestos por formadores y descargas de espuma que se encuentran fijos a las instalacionesque se requieran proteger, y que se conectan por medio de mangueras a los equiposgeneradores de solución espumante. Estos sistemas deben complementarse con equiposmóviles contraincendio cuyas características y capacidades deben estar acordes a lasnecesidades del centro de trabajo, Fig. 1-22 (NFR-015-PEMEX 2008).






Tanquedealmacenamiento

Tuberíasdealimentaciónacámarasdeespuma

Tomassiamesasde2½“Ø

Reddeaguadecontraincendio

Hidrantecon2tomasde2½“Ø

Manguerasdedescargade2½“Ø

Manguerasdesucción

Hidrantecontomaparacamión

FIG. 1-22. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRAINCENDIO.

De acuerdo a la norma de referencia NFR-015-PEMEX 2008, los tanques de almacenamientodeben contar con el siguiente sistema de enfriamiento.

Anillos de enfriamiento en todos los tanques atmosféricos de almacenamiento que contenganproductos inflamables o combustibles, con capacidades de 5 mil Bls. y mayores.

En tanques de almacenamiento de productos calientes que cuenten con aislante térmico

externo, la colocación o no de los anillos de enfriamiento quedará a juicio de la SubdirecciónOperativa.

Los tanques de almacenamiento de cúpula fija con altura de 8 metros o mayor, deben poseerun mínimo de dos anillos de enfriamiento: uno ubicado a 7 metros medidos a partir de la basedel tanque, y otro en el extremo superior del último anillo de la envolvente (ver Fig. 1-23).Tanques de este tipo con altura menor de 8 metros, únicamente requerirán de un anillo deenfriamiento situado en el extremo superior del último anillo de la envolvente.






FIG. 1-23. ANILLOS DE ENFRIAMIENTO.

1.2.5 Pruebas para la detección de fugas en tanques atmosféricos.

Los métodos de pruebas usados para un tanque nuevo, pueden también emplearse cuando seafactible, para la detección de fugas en trabajos de inspección o para unificar la buena ejecuciónde los trabajos de reparación. Cuando un tanque ha sido reconstruido o se efectúa unareparación mayor, tal como la instalación de un fondo nuevo o la reposición de seccionesgrandes de la envolvente, el tanque debe probarse de manera similar a como se prueba untanque nuevo.

Estas pruebas se efectúan en el fondo, envolvente y cúpula del tanque.

1.2.5.1 Pruebas del Fondo.

Son dos, los métodos más usuales para detectar fugas en el fondo de un tanque.

El primero es mediante el uso de la caja vacía, en este método, se cubre primero la juntasoldada o área sospechosa con jabonadura y luego se coloca la caja sobre esta área, alproducirse el vacío dentro de la caja, si hay fuga, ésta formará una burbuja.

El segundo método consiste en construir un dique provisional, alrededor del tanque,comúnmente de tabique, aproximadamente de 30 cm. de altura, se vierte agua en el canalformado y se mantiene a una altura de 20 cm. Esta agua sirve de sello al aire que se inyecta enel centro del fondo, a una presión de 3 pulgadas de agua, antes de inyectar el aire, se cubrentodas las juntas soldadas con jabonadura; si hay fugas, estas se descubrirán por la formaciónde burbujas.

1.2.5.2 Prueba de la envolvente.

Una vez terminada la soldadura del tanque y antes de conectar cualquier tubería externa a él, laenvolvente se probará del modo siguiente:

El tanque se llenará con agua y se inspeccionará frecuentemente durante el llenado, paratanques con cúpula fija, la altura de llenado será 5.08 cm. (2 pulgadas) arriba del ángulosuperior; para tanques abiertos, el llenado se hará hasta la parte inferior de cualquier derrameque limite la altura de llenado.






1.2.5.3 Prueba del techo.

Al terminarse la construcción o reparación del tanque, la cúpula se probará aplicando unapresión de aire en el interior del mismo, la presión interna no debe ser mayor que el peso de lasplacas; generalmente esta presión es de 2 pulgadas de agua.

La prueba con presión de aire en el interior, solamente puede efectuarse en tanques de cúpulafija.

1.3 RECIPIENTES A PRESIÓN.

Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son horizontales overticales y los esféricos se utilizan para almacenar grandes volúmenes a presión. Puesto quela forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión internaesta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión, sin embargo en lafabricación de estos es mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos.

A temperatura ambiente y presión atmosférica, el gas licuado del petróleo (GLP) se encuentraen estado gaseoso, pudiendo licuarse a presiones moderadas o por enfriamiento atemperaturas por debajo de su punto de ebullición, lo cual facilita su transporte yalmacenamiento.

Los gases licuados del petróleo más comunes son el propano, butano y la mezcla de ellos.

El gas licuado del petróleo (GLP) se almacena en recipientes a presión, ya sea en formaesférica o cilíndrica.

Los recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas, son usados cuandola presión de vapor del líquido manejado puede determinar un diseño más resistente. Varioscódigos han sido desarrollados como el API y el ASME para gobernar el diseño de talesrecipientes. Ver NRF-028-PEMEX 2004.

La norma de referencia DG-GPASI-SI-6910, de PEMEX refinación, especifica que el diseño delos recipientes para el almacenamiento de GLP debe cumplir con los requerimientos señaladosen los códigos del Instituto Americano del Petróleo, API STD 2510, ASME sección VIII división1, parte AR de la división 2, y el código de seguridad para GLP parte 9, de API.

Los recipientes esféricos se utilizan en el almacenamiento de grandes volúmenes bajo presión.Las capacidades y presiones utilizadas varían grandemente. Para recipientes de alta presión elrango es de 1000 hasta 25000 psi (70.31 - 1757.75 kg/cm²) y de 10 hasta 200 psi (0.7031 -14.06 kg/cm²) para los recipientes de menor presión.






Algunas propiedades de los gases licuados del petróleo son las siguientes:

PROPIEDADES PROPANO N-BUTANO

Gravedad específica del gas ( aire = 1.0) 1.6 2.0

Presión de vapor @ 15º C., en kg/cm2. 7.3 1.8

Presión de vapor @ 38º C., en kg/cm2. 13.3 3.6

Punto de ebullición, en º C -42.2 -0.5

Límite inferior de inflamabilidad (% en aire) 2.1 1.8

Límite superior de inflamabilidad (% en aire) 9.5 8.4

Fuente: Norma de seguridad y contraincendio para tanques de almacenamiento de productos inflamables ycombustibles de PEMEX Refinación (DG-GPASI-SI-3600).

En un recipiente presurizado, existe siempre un espacio de vapor que permite la expansión dellíquido como resultado del calentamiento producido por la temperatura ambiente y por laradiación solar. Debido a esto, en los recipientes de almacenamiento de GLP, la capacidadmáxima de operación será el 85% de la capacidad nominal del recipiente.

1.3.1 Esferas.

Los tanques presurizados están agrupados de acuerdo al tipo de recipiente contenedor:esféricos con esféricos y horizontales con horizontales.

En el caso de tanques esféricos de almacenamiento, el número máximo de tanques agrupadosen una manzana es de 4 (cuatro). (NRF-010-PEMEX 2004)

Todos los tanques de almacenamiento sujetos a presión, tanto esféricos como horizontales,aislados o en conjunto, cuentan con diques de contención de concreto armado. La altura de losmuros de contención para cualquier tipo de tanque de almacenamiento presurizado, es de 0.60

m. medidos a partir del nivel de piso terminado y son sellados herméticamente, no debe existirel paso de tuberías ajenas a través de ellos, incluyendo ductos eléctricos.

En el caso de tanques esféricos, un solo dique de contención abarca hasta un máximo de 4(cuatro) recipientes.

El patio interior de cada dique de contención, tanto de tanques esféricos como horizontales,cuenta con un canal de drenaje pluvial que en un extremo descarga a un registro con sellohidráulico y posteriormente a la tubería troncal de drenaje pluvial.

Las partes principales que integran un tanque esférico se ilustran el la Fig. 1-24 y se describena continuación.






FIG. 1-24. PARTES PRINCIPALES DE UN TANQUE ESFÉRICO.

1. Toma para purga y muestreo. En tanques esféricos y horizontales, se encuentra colocadaen la parte inferior de la tubería de entrada/salida de producto, entre las válvulas deseccionamiento de la propia línea y localizada fuera de la sombra del recipiente y del diquede contención, Fig. 1-25. Las operaciones de purga y muestreo siempre deben llevarse acabo en un registro específico provisto de sello hidráulico.

FIG. 1-25. ARREGLO TÍPICO DEL SISTEMA DE PURGA Y TOMA DE MUESTRA EN TANQUES ESFÉRICOS.

La operación de purgado/muestreo se llevará a cabo invariablemente abriendo primero laválvula más alejada de la tubería de recibo/entrega de producto, controlando el purgadocon la válvula más cercana; en tanto que para suspender el purgado, se cerrará primero laválvula más cercana a la tubería de recibo/entrega de producto y por último la más alejada.En todos los casos, las operaciones de purgado/muestreo las debe llevar a cabo personaldebidamente entrenado.






2. Línea de llenado. Ingresa al recipiente por la parte inferior y la de aspiración toma productopor la parte inferior también. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas debloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir.

3. Válvula de seguridad. Como todo recipiente crítico a presión, cuenta con doble válvula deseguridad independiente conectadas al sistema de desfogue.

4. Instrumentación. El tanque está equipado con doble sistema de indicación de nivelindependiente, dos instrumentos de medición de presión con transmisor y dos conindicación en campo, dos indicadores de temperatura en campo y dos con transmisor alcuarto de control.

Los tanques esféricos cuentan con sistemas de alarmas de nivel, presión, temperatura yflujo audibles y visuales.

5. Sistema de cierre hidráulico automático. Cada uno de los recipientes dealmacenamiento a presión tiene un sistema de cierre hidráulico automático (Vickers, Shand& Jours o Similar) en la línea de recibo y entrega.

En el cuarto de control se debe tener la indicación de operación de dicho sistema conalarma por baja presión.

6. Sistema de enfriamiento a base de agua por espreas. Todos y cada uno de losrecipientes tienen este sistema, con una válvula automática accionada eléctricamente poruna solenoide.

7. Detectores de gases explosivos. En áreas de recipientes de almacenamiento a presiónse cuenta con un sistema de detección de gases explosivos, diseñado de acuerdo acondiciones ambientales locales, con alarmas en el cuarto de control que accionen elsistema de enfriamiento con agua a los recipientes.

8. Línea de igualación. Cuentan con una línea de igualación, provista de válvula manual, que

se utiliza en operaciones de llenado y vaciado de carro tanques y auto tanques.

FIG. 1-26. RECIPIENTE DE ALMACENAMIENTO ESFÉRICO.






TE – 18

12,000 BLS (1,908 m3)

D = 15.546 m.

TI23

PI62

PI63LI

64

LAHL

64

PSV79

PSV80

A SISTEMA DEDESFOGUE

IGUALADORA

N2

TI24

TI25

PI77

VHF62 VHF63

SISTEMA HIDRAULICO DEPROTECCIÓN (VICKER)

ENTRADA DE PRODUCTO(RECIBO)

A CASA DE BOMBAS

FIG. 1-27. INSTRUMENTACIÓN DE UNA ESFERA DE ALMACENAMIENTO.

En el párrafo 8.2 con todos sus incisos de la NRF-015-PEMEX-2008 se puede revisar lasconsideraciones normativas de el almacenamiento a presión.

1.3.2 Recipientes horizontales.

Los recipientes horizontales se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Paravolúmenes mayores, se utilizan las esferas.

Para tanques horizontales, el número máximo de recipientes será de 6 (seis) dentro de unmismo dique de contención, con arreglo en batería y los casquetes de los tanques orientadoshacia las zonas o instalaciones de menor riesgo, no se instala un tanque encima de otro. En elcaso de tanques horizontales, un dique de contención puede abarcar hasta un máximo de 6(seis) recipientes.

Los recipientes horizontales pueden estar construidos por diferentes tipos de tapas o cabezas.Cada una de estas es más recomendable a ciertas condiciones de operación y costo monetario.

TAPAS TORIESFÉRICAS: Son las de mayor aceptación en la industria, debido a su bajo costo

y a que soportan grandes presiones manométricas, su característica principal es que el radiodel abombado es aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en diámetros desde0.3 hasta 6 m. (11.8 - 236.22 pulg).

TAPAS SEMIELÍPTICAS: Son empleadas cuando el espesor calculado de una tapa toriesféricaes relativamente alto, ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que lastoriesféricas. El proceso de fabricación de estas tapas es troquelado, su silueta describe unaelipse relación 2:1, su costo es alto y en México se fabrican hasta un diámetro máximo de 3 m.






TAPAS SEMIESFÉRICAS: Utilizadas exclusivamente para soportar presiones críticas, como sunombre lo indica, su silueta describe una media circunferencia perfecta, su costo es alto y nohay límite dimensional para su fabricación.

TAPA 80:10: Ya que en México no se cuentan con prensas lo suficientemente grandes, paratroquelar tapas semielípticas 2:1 de dimensiones relativamente grandes, se fabrican este tipo detapas, cuyas características principales son: El radio de abombado es el 80% de diámetro y elradio de esquina o de nudillos es igual al 10% del diámetro. Estas tapas se utilizan comoequivalentes a la semielíptica 2:1.

TAPAS CÓNICAS: Se utilizan generalmente en fondos donde pudiese haber acumulación desólidos y como transiciones en cambios de diámetro de recipientes cilíndricos. Su uso es muycomún en torres fraccionadoras o de destilación, no hay límites en cuanto a dimensiones parasu fabricación y su única limitación consiste en que el ángulo de vértice no deberá de sercalculado como tapa plana.

TAPAS TORICONICAS: A diferencia de las tapas cónicas, este tipo de tapas tienen en sudiámetro, mayor radio de transición que no deberá ser menor al 6% del diámetro mayor ó 3veces el espesor. Tiene las mismas restricciones que las cónicas a excepción de que en Méxicono se pueden fabricar con un diámetro mayor de 6 m.

TAPAS PLANAS CON CEJA: Estas tapas se utilizan generalmente para presión atmosférica, sucosto es relativamente bajo y tienen un límite dimensional de 6 m de diámetro máximo.

TAPAS ÚNICAMENTE ABOMBADAS: Se emplean en recipientes a presión manométricarelativamente baja, su costo puede considerarse bajo, sin embargo, si se usan para soportarpresiones relativamente altas, será necesario analizar la concentración de esfuerzos generada,al efectuar un cambio brusco de dirección.

FIG. 1-28. RECIPIENTE HORIZONTAL.






2.0 MEDICIÓN EN TANQUES

Las medidas en tanques pueden efectuarse por método directo o indirecto, losmétodos directos son aquellos que se efectúan por medio de cintas graduadasque se introducen directamente por el tubo de medición de los tanques, el

indirecto se obtiene por medio de aparatos automáticos colocados en cadatanque para tal f in. Las cintas son construidas generalmente de aceroinoxidable, variando su longitud, normalmente son de 15 metros, graduada encentímetros y milímetros, están provistas de una plomada (pilón) para darlepeso a la cinta y que pueda sumergirse vert icalmente en el seno del f luidocontenido en el tanque.

El aforo o medición de un tanque en forma directa puede efectuarse de dosmaneras:

A fondo. Al vacío.

Es a fondo cuando la plomada que pende de l a cinta, se baja hasta el fondo deltanque por el tubo de medición y al sacarla, hacemos la lectura correspondientedel nivel que guardan los f luidos dentro del tanque.

Tienen la desventaja de manchar una gran longitud de la cinta y porconsiguiente las cúpulas y paredes del tanque l legan a mancharse de tal formaque representa un riesgo al subir a efectuar la medición, así como un grannúmero de estopa sucia regada en el área del tanque, otra desventaja es la delsedimento.

El método directo de aforo al vacío es el más recomendable por su l impieza ymás confiable, el tubo de medición debe tener una altura de nivel conocida ypor él se introduce la cinta, permit iendo que la plomada baje l igeramente delnivel de líquido contenido en el tanque, efectuando la lectura en la cinta de lalongitud que se metió al tanque, al sacar la cinta se verá el tramo de éstamanchado por el aceite (esto es lo que se conoce como mojado de cinta), yacon las lecturas obtenidas se procede de la siguiente manera:

De la altura conocida del tubo de medición (tanque), se le resta la longitud totalde la cinta que se ha metido al tanque, a esta diferencia se le suma el tramomojado, obteniéndose el nivel de líquido dentro del tanque.






Fig. 4.7 Cinta Metálica para efectuar la Medición

Ejemplo:

A = Al tura total del tanque 12.5 m.

B = Tramo de cinta introducida 7.35 m.

C = Marca de aceite en cinta 0.32 m.

D = NDT = (A-B) + C 5.47 m.

NDT = Nivel dentro del tanque 5.47 m.

Pilón loma






Fig.2.1 Procedimiento para Medir al Vacío

Altura - Cinta Introducida = 5.15 + Cinta Mojada = 5.57 m Resultadonivel

12.5 m 7.35

0.32 5.57

2.2 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN DIARIAProcedimiento para calcular la producción aportada por un pozo o por

varios de ellos (producción del campo) en una batería.

1. Se toma la medida inicial.2. Se toma la medida f inal, y se le resta el valor de la medida inicial.3. El resultado se divide entre el número de horas transcurridas entre la

medida inicial y la f inal y se mult ipl ica por 24 hrs.4. Este resultado f inalmente se mult ipl ica por el factor o constante del

tanque en el cual se efectuó la medición.

Altura Total

Cinta Introducida B

C

D






EDC

A -B

P

El cálculo total de la producción recibida se referencia a 24 hrs. (para queel resultado sea en m 3/día).

A = Nivel inicial (m)B = Nivel f inal (m)

C = Tiempo de recibo (hr)

D = Tiempo que t iene un día (hr)

E = Factor o constante del tanque (m 2)

P = Producción (m 3 /día)

Fórmula:

Ejemplo No. 1.

Datos:

A= 1.72 m

B= 4.50 m

C= 5 hr

D= 24 hr/1día

E= 29

ExDx

C

A B=P

2

-

( )2

29mxdía1

hr24 X

5hr

m1.72m4.50=P

P = 387 m3 / día

Forma indirecta, t iempo de recibo de producción en fracciones de hora, seaplica un porcentaje dividiendo la fracción entre 60 minutos, para saber el valor






de producción en una hora y mult ipl icarlo por 24 horas para saber el valor de undía de recibo.

5 minutos 60 = .08% de una hora.10 minutos 60 = .16% de una hora.

15 minutos 60 = .25% de una hora.









Ejemplo No. 2

Datos:

A = Medida inicial = 0.97m

B = Medida f inal = 2.84m

C1 = Tiempo de recibo = 8 hrs. 25 min.C2 = Tiempo de recibo con los mi nutos en porcentaje = 8.41

D = Horas en unidad = 24

E = Factor o constante del tanque = 15

Formula: Cálculo o desarrollo:

ExDx

C

A B=P

-

15x24x8.41

0.97-2.84 P

P = 80 m3/día






Para calcular la constante de un tanque de medición o de producción general,que se uti l izará para determinar el volumen contenido dentro de ellos, serequiere determinar el área de la base.

Se mide el diámetro del tanque, con esta medida se procede a calcular el áreade la base del tanque, con la fórmula siguiente:

A = x R2

= 3.1416

d = diámetro

R = mitad del diámetro =

Ejemplo:

Diámetro del tanque = 6.10 m

A = x R2

A = 29.224734 m 2

El resultado del área es la constante del tanque expresado en m 2.

Nota: Al mult ipl icar por el nivel dentro del tanque (m), r esulta en m 3 (volumen).

Cálculo para la capacidad total de un tanque de almacenamiento teniendo elárea del tanque, ésta se mult ipl ica por la altura del mismo y el resultado será lacapacidad total del tanque expresado en m 3 .

V = Volumen (m 3) .

1mt³= 6.29 Bls.

2

d

29.2247342

6.10 x3.1416 A

2






3.0 DESHIDRATACION DEL PETROLEO CRUDO.

La deshidratación del aceite crudo es el proceso mediante el cual se separa el agua asociadacon el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a unporcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 y0.5 % de agua.Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente delcrudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientementebaja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de unaemulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite(W/O).El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexistencomo dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos

son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para el bencenoen agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y aromáticos)incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburossaturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye con el incremento delpeso molecular de los hidrocarburos.Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y aguade formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que esinsuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje deproducción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos,restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleoen forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en elcrudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a

100 μm. Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión:• Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.• Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro. • Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua. En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsionación escausada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión generalmente escreada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayorparte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el punto de inyección de gas.En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsionesdirectas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas emulsiones

inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples ocomplejas (o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir. Además, esta clasificación es muyparticular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W son denominadasemulsiones inversas y las W/O son las directas.En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua ysedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua salina;sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidosprecipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamada

Agua y Sedimento Básico (A&SB).






Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas comoduras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper,principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro lado, una emulsiónsuave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de

gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por lafuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre.La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen.En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 %volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen amenudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite yvaría significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa aguaproducida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales.La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven laformación de emulsiones.

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera:

Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidosorgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles,cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos deperforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (porejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados. Los fluidos paraestimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores,surfactantes y agentes humectantes.Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial quetienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos ungrupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas pueden apilarse en

forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicosy materiales porfirínicos.Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una películarígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual ocurre en menosde tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentesagentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación oelectrocoalescencia.La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas:a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfaciales de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión interfacial.b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película hasido comparada con una envoltura plástica.

c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica provoca quese repelan unas gotas con otras.Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los emulsionantes son partículassólidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas deben ser máspequeñas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua. Luego estasfinas partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) secolectan en la superficie de la gota y forman una barrera física. Ejemplos comunes de este tipode emulsionante son el sulfuro de hierro y la arcilla. En la figura 3.1 se muestra la adsorción dediferentes partículas emulsionantes en una gota de agua.






Fig.3.1 Partículas emulsionantes en una gota de agua.

El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes propiedades:

a) Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentarLa estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensiónultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudoy agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas decontacto para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir que es la fracción de la

resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las resinas pueden reducir el IFT a losvalores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valorlímite. El valor para el petróleo crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otroscomponentes indígenas que influencian el IFT además de las resinas y asfaltenos.b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuye elcoeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa laestabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa laviscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede serminimizado calentando la emulsión.c) Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 μm generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas resulta en generalen una emulsión menos estable.

d) Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa seincrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia deseparación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estosfactores reducen la estabilidad de la emulsión.e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la estabilidad de laemulsión. Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de surfactantes naturales ydisminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la película interfacial y la tensiónsuperficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión. En presencia de






surfactantes aniónicos, un aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la faseacuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.f) pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películasde asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede

minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial.La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual laadsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculasemulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticasde equilibración muy diferentes.g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la adsorción de lossurfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las moléculas aumenta larigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededorde la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura. Además, la cantidad de agentesemulsionantes se incrementa por oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.h) Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un factor importante en laformación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja concentración de sal

favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de saltienden a reducirla.i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsionesestables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. Enotras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.

j) Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es directamenteproporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua. Aumentando ladiferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad desedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia aproducir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla

electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.l) Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase con moléculasde surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientesde tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial.Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad.

3.1 Cómo prevenir la formación de la emulsión agua en petróleo.Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las instalaciones desuperficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y removerel agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondode pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempreson posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el

rompimiento de la emulsión inevitablemente formada.La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir almáximo las condiciones que favorezcan la emulsificación, a saber la producción conjunta devarios fluidos y la agitación.En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disueltosaliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas tambiéncausa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a través de accesoriosy restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza ellevantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un






3.4 METODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN.Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de lossiguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: Químico, térmico, mecánico y eléctrico.En general, se usa una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o

eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión W/O.El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintético denominadoen las áreas operacionales de la industria petrolera como “química deshidratante”, el cual debeser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Estopermite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. Lainyección de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con elcrudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos deintercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos.El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica quepermiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separacióngravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentación llamados comúnmente

tanques de lavado.Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostáticos, yconsiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de acercamiento de las gotas defase dispersa.La selección y preparación del tipo de desemulsionante debe coincidir con el recipiente detratamiento de la emulsión. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24horas), requieren desemulsionantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores ylas unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requierendesemulsionantes de acción muy rápida. Problemas como precipitación de parafinas en climasfríos, incremento de sólidos, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos,pueden requerir el cambio del desemulsionante inyectado en línea.






4.0 SISTEMAS DE DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

INTRODUCCIÓN

La producción mundial de petróleo crudo estimada en 60 millones de barriles por día es

acompañada por pequeñas o grandes cantidades de agua y sales, estos dos últimos sonagentes indeseables y no comerciables.

Una empresa productora de petróleo crudo debe deshidratar y desalar éste por las siguientesrazones:

1. En el mercado petrolero se compra y vende el crudo con un rango de 0.1 a 0.5 %volumen de agua y de 30 a 50 libras por mil barriles (LMB) de contenido de salinidad.

2. El petróleo crudo es comprado y vendido en base a la gravedad °API y un crudo con altagravedad API es comprado a un mejor precio. El contenido de agua en el crudo baja lagravedad API y reduce su precio de venta.

3. El envío y manejo de agua contenida en el crudo implica un gasto inútil de transporte yde energía.

4. La viscosidad del crudo se incrementa con el aumento del contenido de agua. Añadiendo 1 % de agua se genera un incremento de 2 % en la viscosidad de un crudode 30 °API y un 4 % en un crudo de 15 °API.

5. Las sales minerales presentes en la salmuera corroen el equipo de producción, ductos,carrostanques, y los tanques de almacenamiento de crudo.

6. En la refinación del crudo la presencia de salmuera asociada contribuye a los problemasde corrosión e incrustación y fallas de equipo. Bajo algunas circunstancias los ionescloruro se hidrolizan a ácido clorhídrico, el cual es extremadamente corrosivo.

El agua presente en el crudo puede estar en forma libre o emulsionada con el petróleo crudo. Elrompimiento de estas emulsiones puede llegar a ser un problema muy serio y su rompimientocostoso. Asimismo el contenido de sal en la salmuera producida varía en el rango de cero a casitotalmente saturada.

La aplicación de la coalescencia electrostática combinada con la adición de químicos pararesolver el problema de las emulsiones provee la herramienta necesaria para obtener el crudodeshidratado y desalado, adecuado para el transporte y venta.

4.1 DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO.

La deshidratación de crudo o tratamiento de aceite consiste en la remoción de agua, sales,arenas, sedimentos y otras impurezas del petróleo crudo.

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de lossiguientes métodos típicos de deshidratación de crudo:

1. tratamiento químico

2. tiempo de retención3. calentamiento4. tratamiento eléctrico

4.1.1 TRATAMIENTO QUÍMICO

Extraño, pero cierto, los compuestos químicos desemulsificantes son agentes activos desuperficie, similares a los emulsificadores.

Los desemulsificantes tienen tres acciones principales:






1. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua; ellos deben desplazar y/o neutralizar alos emulsificadores presentes en la película de la interfase.

2. Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas,permitiendo el contacto de las mismas.

3. Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes que tengansuficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea yestabiliza las gotas sea rota.

Las teorías de cómo actúan los desemulsificantes están incompletas. Estas teorías fallan alpretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de compuestos químicos. Sinembargo, dos generalidades son válidas. Primero, los desemulsificantes efectivos tienen altopeso molecular, que son comparables a los surfactantes naturales. Segundo, usados comoemulsificadores, los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas (w/o).

Una teoría tradicional acerca de cómo trabajan los desemulsificantes, es que ellos “neutralizan”a los agentes emulsificadores; en otras palabras, rompen las emulsiones w/o, al tender enforma natural a formar emulsiones w/o. Otra explicación es que los desemulsificantes hacen

que la película que rodea a la gota de agua se vuelva muy rígida o se contraiga para finalmenteromperse. Los productos químicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue:

Esteres, son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de agua,pero al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (o/w).Di-epóxicos, son excelentes deshidratadores, pero provocan un asentamiento lento de lasgotas de agua.Uretanos, buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de aguaResinas, son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento rápido de las gotas de agua,dan un agua separada limpia.Polialquilenos, pobres deshidratadores, lento asentamiento de las gotas de agua.Glicoles, requiere mezclarse con otros para aplicarse.Sulfonatos, buenos humectantes de sólidos y tiene capacidad para el asentamiento de las

gotas de agua, sobredosificandose no causa emulsiones inversas (o/w), pero pueden causar laprecipitación de particulas de sulfuro de fierro en el agua separada.Poliesteraminas, agentes de superficie activa violentos, deshidratan en bajas dosificaciones, alsobredosificarse producen emulsiones inversas (o/w).Oxialquilados, buenos agentes humectantes, son usados en mezclas.Poliaminas, son lentos en el asentamiento de las gotas de agua.Alcanolaminas, son rápidos en el asentamiento de las gotas de agua.

Un solo compuesto químico no puede proveer las tres acciones requeridas anteriormentecitadas, por lo que los desemulsificantes comerciales son una mezcla de variosdesemulsificantes básicos (30-60 %) más la adición de solventes adecuados, tales como naftaaromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropílico para obtener un líquido que fluya a la

menor temperatura esperada.Los desemulsificantes son insolubles en agua y muy solubles enaceite para que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen lasgotas de agua.






Por el contrario, los desemulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles en agua.Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto peso molecular mezcladas conaluminio, hierro o cloruro de zinc. Los desemulsificantes deben ser dosificados en formacontinua en la relación determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. La

dosificación en forma de choque no es muy recomendable. Los rangos de dosificación puedenvariar de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm.Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.

El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, incrementael aceite contenido en la salmuera separada, puede estabilizar aun más la emulsión regular(agua/aceite) y puede producir emulsiones inversas (agua/aceite).

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el fondo o en lacabeza del pozo). Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación deemulsión corriente abajo.

La inyección de desemulsificante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con elcrudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.

La selección y preparación del tipo de desemulsificante debe coincidir con el recipiente detratamiento de la emulsión. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24horas), requieren desemulsificantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores ylas unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requierendesemulsificantes de acción muy rápida. Problemas como precipitación de parafinas en climasfríos, incremento de sólidos por corridas de diablo, adición de compuestos químicos paraestimulación de pozos, pueden requerir el cambio del desemulsificante de línea.

Debido a que los agentes desemulsificantes son tan numerosos y complejos para permitir sucompleta identificación, seleccionar el desemulsificante más adecuado es un arte y una ciencia.La selección está basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como pruebas debotella, cuyo procedimiento específico es descrito en el método API MPMS 10.4 (1988).

Obviamente, para el éxito de la prueba de botella se requiere de una buena muestra de laemulsión del sistema. Para que una muestra sea buena, debe reunir las siguientescaracterísticas:

1. Debe ser representativa de la corriente2. Debe ser un compósito de la producción de los pozos individuales que están

alimentando al tratador3. Contener cantidades representativas de los químicos presentes en el sistema, tales

como inhibidores de corrosión y parafinas4. Debe ser fresca para evitar la estabilización por envejecimiento de la emulsión

El tratamiento químico en general ofrece las siguientes ventajas:1. La formación de las emulsiones puede ser completamente prevenida dosificando los

desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento.2. La emulsión puede ser rota en frío, reduciendo los costos de calentamiento de la

emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento.

Las desventajas del tratamiento químico son:

1. Una sobredosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudo másdifíciles de romper que las emulsiones originales.






2. No siempre es económico romper las emulsiones sólo con el tratamiento químico,generalmente es necesario el uso de energía adicional, como calentamiento oelectricidad, para reducir los costos del tratamiento químico.

4.2 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques,sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL).

Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandescantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no estáemulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos.

El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En elinterior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran baflespara direccionar el flujo y platos de coalescencia.

El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso decombustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de

agua 1 °F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo 1 °F. Elcalentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas deincrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir laincrustación.

Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre.Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la alimentacióndel recipiente. Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos paraprevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.

Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmentellamados “Gun Barrels”; estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y la otraparte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la parte inferior por medio de

distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el aguadel recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo, y por la parte superior, está lasalida de aceite limpio cumpliendo con especificaciones de sal y de contenido de agua, cabehacer mención que para una mayor eficiencia de separación agua-aceite se usandesemulsificantes químicos.

4.3 TRATAMIENTO TÉRMICO

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en quese aplica el calor.

En los calentadores-tratadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de lacorriente alimentada con el calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos yde corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustibleque los calentadores indirectos.

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja presión ydonde los fluidos manejados no son muy corrosivos.

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entradausando un intercambiador de calor.






Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agualibre y ésta limitante llega a ser más aguda en yacimientos viejos con gran producción de aguacongénita. En estos casos la instalación previa de un EAL es una solución ideal.

Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en laparte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar lossiguientes problemas:

1. Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquearla corriente de alimentación.

2. Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de calentamiento3. Interferir los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas.

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.

Para prevenir el depósito de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que operando a 30psi por arriba de la presión de operación del calentador pueden remover los sedimentos para sudrenado por la parte inferior del recipiente.

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido. Posteriormente a través deun intercambiador de calor el fluido de calentamiento transfiere calor a la corriente dealimentación.

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalacionesdonde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas:

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja laviscosidad de la emulsión por un factor de 2.

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para sucoalescencia.

3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo.4. Promueve una mejor distribución del desemulsificante.5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones.6. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas de agua.

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Estapérdida de ligeros en el crudo provoca una disminución de volumen del crudo calentado(encogimiento) y una disminución en su gravedad API.

2. Incrementa los costos de combustible.3. Incrementa los riesgos en las instalaciones.4. Requieren mayor instrumentación y control.5. Causa depósitos de coke.

4.4 TRATAMIENTO ELECTROESTÁTICO.

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, tal como se expone en la Ley deStokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100°F y una viscosidad de 6.5 cp se asienta a una velocidad de 0.07 ft/hr.






La molécula de agua es polar (figura 4.1), por lo tanto, un campo eléctrico incrementa lacoalescencia de las gotas dispersas en el aceite, por dos mecanismos que actúansimultáneamente:

1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctricaneta.

2. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite, al pasar por el campoelectrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).

Una gota de agua aislada en contacto con un electrodo cargado adquiere la siguiente carga:

Q = 1.65 (4μr 2) εoil εoE

Donde:

Q = carga de la gota, Coulombs ( C )

r = radio de la gota (m)

εoil = constante dieléctrica relativa del crudo, adimensional

ε0 = constante dieléctrica del vacío = 8.85 * 10-12 Faradio/metro (F/m)

Ε = campo eléctrico entre electrodos (V/m) = PD/ x .

PD = diferencia de potencial entre los electrodos, voltios (V).

x = espacio entre electrodos, m

Figura 4.1 Efectos de los campos electrostáticos en gotas de agua (NATCO, 1991)

Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza degravedad presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es deaproximadamente de 1000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° APIexpuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 Kv/in.

Un tratador horizontal electrostático típico es mostrado en la figura 4.1 La alimentación pasa através de un distribuidor a un baño de agua para la coalescencia de las gotas de mayor tamaño.Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizados en la parte superior del recipiente,arriba de la interfase agua-aceite. En caso que el nivel del baño de agua esté tan alto quealcance a los electrodos se produce un violento cortocircuito, por lo que esto debe ser evitadopara la correcta operación del tratador.






FIG.4-2. TRATADOR ELECTROSTÁTICO.

Los tratadores electrostáticos generalmente son usados en los siguientes casos:

1. Si el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso.

2. Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.

3. Si grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un númeromínimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:

1. La emulsión se rompe a temperaturas menores que las requeridas en los tratadores-calentadores.

2. Como sus recipientes son más pequeños que los tratadores calentadores, eliminadoresde agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.

3. Remueven mayor cantidad de agua que otros tratadores.

4. Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menos problemas de corrosión eincrustación.

La mayor desventaja de los tratadores electrostáticos es el gasto adicional del sistema eléctricorequerido, sistemas de control y de mantenimiento.

En general se puede decir que el uso de un tratador electrostático procesará el doble que un

tratador de otro tipo que tenga las mismas dimensiones y a bajas temperaturas.4.5 Desalado de petróleo.

Como se mencionó anteriormente, las sales minerales están presentes en el crudo endiversas formas, tales como: cristales solubilizados en agua emulsionada, productos decorrosión o incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como lasporfirinas o los naftenatos.






Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavíacontiene un pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos del aceiteanteriormente mencionados (adición de desemulsificantes, calentamiento, sedimentación ytratamiento electrostático) pueden reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0.1-

1.0 % volumen. Este valor de 0.1-1.0 % agua consiste en numerosas gotitas de aguadispersas en el seno del crudo.

La salmuera es agua con una alta concentración de sal disuelta (NaCl). Existen ríos y lagossalados de donde se extrae, principalmente para obtener su sal evaporando el agua en salinas. La salmuera puede ser venenosa para algunos animales. Por extensión, también se llamasalmuera a disoluciones altamente concentradas de otras sales. Son ejemplos de ello lasalmuera de cloruro de calcio.

La salinidad de la salmuera producida puede variar desde 1,000 ppm hasta la saturación, quees de 300,000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de20,000-150,000 ppm ( 2 a 15 %peso). Por comparación, el agua de mar contiene de 30,000-

43,000 ppm (3-4.3 % peso) de sales disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente esmedido en libras de cloruros, expresado como cloruro de sodio equivalente, por 1000 barriles decrudo limpio (Libras por Mil Barriles –LMB-, Pounds per Thousand Barrels –PTB).

Cuando el crudo es procesado en las Refinerías, la sal puede causar numerosos problemasoperativos. Las incrustaciones de sal en los equipos causa disminución de flujo,taponamiento, reduce la transferencia de calor en los intercambiadores, tapona los platosde las fraccionadoras. La salmuera es también muy corrosiva y representa una fuente decompuestos metálicos que puede envenenar los costosos catalizadores. Por lo tanto, lasrefinerías usualmente desalan el crudo de entrada a menos de 1 Libra por Mil Barriles(LMB). Esta corrosividad de la salmuera producida ha resultado también enespecificaciones en el contenido de salinidad del crudo de 20-30 LMB para la

transportación en carrostanque o ductos.El desalado en campo reduce la corrosión corriente abajo (bombeo, ductos, tanques dealmacenamiento, carrostanque). Adicionalmente la salmuera producida puede seradecuadamente tratada para que no cause los daños mencionados en los equipos y seainyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental.

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Sal_(condimento)

http://es.wikipedia.org/wiki/NaCl

http://es.wikipedia.org/wiki/Salina

http://es.wikipedia.org/wiki/Salina

http://es.wikipedia.org/wiki/NaCl

http://es.wikipedia.org/wiki/Sal_(condimento)

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua






Desaladora (Coalesores electrostáticos) es el equipo diseñado para eliminar sales, lodos y aguaque trae consigo el petróleo crudo, Fig.4.3

FIG.4-3. COMPONENTES DE UNA DESALADORA.El crudo es precalentado y mezclado con agua, la cual se disgrega en gotitas de 0.0005 a0.00005", formando una emulsión que, disuelve y engloba fácilmente las sales y demás sólidosque hay en el petróleo crudo, pasando luego esta emulsión a la desaladora, a través de unaválvula mezcladora que termina de formar la emulsión crudo-agua.

Dentro de la desaladora se rompe la emulsión crudo-agua, o sea, se provoca que las pequeñasgotitas se junten unas con otras, formando así una gota grande que cae al fondo de ladesaladora debido a su mayor peso; este rompimiento se provoca con dos rejillas dentro de ladesaladora, que están conectadas a alto voltaje. Al tener un alto voltaje las dos rejillas laemulsión crudo-agua está sujeta a la acción de un campo eléctrico de corriente alterna de altovoltaje, el cual destruye la película de crudo que rodea a las gotas, haciendo posible la

combinación de estas, separándose el agua con las sales y sólidos del crudo, que se obtienecomo crudo desalado, el agua es drenada a través de una válvula controladora de nivel deinterfase.






La desaladora funciona debido a que tiene en su interior suspendidas por medio de aisladoresdos electro-placas (electrodos) en la mitad superior del recipiente. Estas placas están cargadaseléctricamente a voltajes que varían entre 13,000 a 33,000 volts, según el tipo de desaladora.La corriente la proporcionan transformadores montados en la parte superior del recipiente y es

introducida al recipiente por medio de cables que penetran por el buje (Bushing) de entradaeléctrica.

Existen varios tipos de desaladoras que difieren entre sí, básicamente en la localización de ladistribución de la emulsión agua-crudo, y cada una es capaz de adaptarse a cualquieraplicación de desalado, sin embargo sus características hacen que su funcionamiento seamejor para ciertos servicios específicos.

Cieléctrica. Es una desaladora de un solo paso elimina las sales como NaCl en un porcentajemayor del 90%, no permite la adecuada remoción de sales hidrolizables de calcio y magnesio,tienen un distribuidor ajustable que proporciona un flujo horizontal de la emulsión en el campoeléctrico, se recomienda para flujos viscosos pesados y maneja flujos variables.

De baja velocidad. Alimenta la emulsión en la fase acuosa de donde esta fluye verticalmentehacia el campo eléctrico, opera mejor para crudos ligeros a medios, el desalado lo hace en dosetapas dentro del mismo recipiente o bien en dos desaladoras en serie.

El agua de lavado fresca se alimenta a la segunda etapa, de la cual se manda a la primera.Remueve el 90% de sales como NaCl en la primera etapa y en la segunda remueve las salescomo CaCl2 y MgCl2, así como la remoción de los sedimentos en un 90% y los sólidossuspendidos de un 4 – 10%. La eficiencia de desalado es de 94 – 96%, obteniéndose menos de1 LMB a la salida como cloruros.

Bieléctrica. Alimenta dos corrientes de la emulsión agua-crudo entre tres electrodos,permitiendo una mayor capacidad por unidad de volumen de recipiente, que las desaladoras deflujo vertical.

Su eficiencia de desalado es de 98-99% soporta más alta cantidad de sales a la entrada, hasta100 lb, y con contenido de sales a la salida menor a 1 lmb removiendo del 10-15% de sólidos,disminuye el consumo de aditivos y considerablemente el arrastre de crudo en el agua desalmuera.

FIG.4-4. TRES TIPOS DE DESALADORAS: CILÉCTRICA, DE BAJA VELOCIDAD Y BIELÉCTRICA.






En la Fig.4.5 se muestra un diagrama de flujo de un sistema convencional de deshidratación ydesalado.

eshidr t dor

es l dor

Válvula

mezcladora

Alimentacióndecrudo

Drenedeagua

Aguadedilución

Drenedeagua

Desemulsificante

Transformadordeldesalador

Crudo

limpio

FIG.4.5. SISTEMA CONVENCIONAL DE DESHIDRATACIÓN Y DESALADO.

5.0 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES (GUM

BARRELS).

Estos son tanques semejantes a los tanques de almacenamiento, la diferenciaprincipal es que éstos siempre mantienen un colchón de agua dentro de ellos,asimismo, pueden o no contar con una entrada de agua dulce para regenerar elcolchón de agua, cuando éste se encuentre con un alto contenido de salesdisueltas. La entrada de f luidos es por la parte inferior o base y la descarga delaceite por la parte superior (derrame), en su interior éstos t ienen a la l legada

del aceite, tubería ranurada conveniente para que el f luido salga debidamenteseparado en forma de pequeñas burbujas, pueden tener una válvula automáticao “pata de ganso” para controlar el nivel de agua dentro del Gun Barrel.

Es preferible que éstos sean altos y de poco diámetro con el f in de mantener l aaltura del agua que requiera para que el aceite sea lavado, la altura del colchónde agua no se determina arbitrariamente, así como tampoco las ranuras deltubo esparcidor, las que son determinadas por medio de cálculos.

Los tanques deshidratadores, pueden o no estar provistos de un separadorprimario con el f in de darle una nueva etapa de separación al aceite a tratar,para que el gas que pudiera contener éste, no entre junto con el aceite aldeshidratador, ya que produciría mayor turbulencia y consecuentemente esto

ayudaría a la formación de emulsiones.

Partes que constituyen un tanque deshidratador

Boquil las en envolvente, el número y diámetro de estas bridas conniple dependerán de las tuberías que a él se conecten.

Puertas de acceso, (registro hombre), tanto en el techo como en laenvolvente cerca del fondo.






Escaleras marinas en su interior y en el exterior, de caracol oinclinadas.

Válvulas de seguridad, válvulas de presión y vacío, válvulas arrestaflama y térmica cuando se tenga un sistema de recolección de vapores.

Válvulas para muestreo convenientemente instaladas. Sistema de contraincendios. Entrada de agua dulce, puede o no tenerla y sirve para regenerar el

colchón de agua. Conexiones para cristal de nivel (nivel óptico), deberán estar situadas

principalmente en la sección de interface. Control automático o manual para mantener el nivel del colchón de

agua. Válvula de drene, accionada por el control de nivel. Pata de ganso o sifón, se instala cuando no se cuenta con la válvula

automática reguladora de nivel, ya que es con el mismo f in.

En estos tanques, el tubo de medición es únicamente con el f in de comprobar,en forma esporádica el nivel agua-aceite por medio de la cinta de aforo detanques previamente recubierta por una sustancia química.

FIGURA 5.1 VISTA DE UN TANQUE DESHIDRATADOR






Operación y funcionamiento

El aceite por deshidratar, entra al Gun Barrel o tanque deshidratador, por lalínea de carga donde entra al f lummer y después a la parte inferior, donde se

encuentra el esparcidor. Éste,está compuesto de tubos ranuradosconvenientemente diseñados para que el volumen total de los f luidos quelleguen a deshidratarse, pasen a través de cada una de las ranuras del tuboesparcidor, en esta forma el aceite sale for mando pequeños chorros o burbujas,dentro del tanque deshidratador se mantiene un colchón de agua con el fin deque esos pequeños chorros que salen del esparcidor al pasar a través delcolchón de agua se laven o sea que las partículas de agua que vienen ensuspensión con el aceite se adhieran al volumen de agua que contiene el GunBarrel, desde luego el volumen inicial de agua que se tiene en el Gun Barrelaumentaría en virtud que retendrá el agua que contiene el aceite y paramantener un nivel constante del colchón de agua se puede lograr metiendo un

sifón o pata de ganso, por medio de un f lotador que únicamente puede f lotar enel agua mas no en el aceite y al elevarse el nivel, este f lotador mandará unaseñal a la válvula de drene abriéndola o cerrándola según sea el caso, cuandoel colchón del Gun Barrel l lega a tener una alta concentración de sales puederegenerarse ésta cambiándola por medio de una inyección de agua dulce. Elaceite lavado (deshidratado) debido a su densidad subirá del nivel del agua,derramando por un tubo de salida del Gun Barrel a los tanques de asentamientoo envío.






Fig.5.2 Vista interior de un tanque deshidratador.

5.2 INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

1. OBJETIVO

Proporcionar las instrucciones necesarias para la correcta operación de los tanquesdeshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

2. AMBITO DE APLICACIÓN, ALCANCE Y RESPONSABILIDADES

El presente instructivo es de observancia general y obligatoria y deberá ser aplicado por los

Ingenieros de Turno de Operación, Medidores Generales, Jefes “A” de Patios y Tanques ypersonal de apoyo que realicen sus labores en el área del proceso de deshidratación de laTerminal Marítima Dos Bocas.

Es responsabilidad del Medidor en Turno de Deshidratación o del personal designado por elIngeniero de Turno de Operación, medir cada dos horas el nivel de aceite y el tirante de agua,así como de realizar los movimientos operativos necesarios para mantener el tirante de agua ynivel de aceite dentro del intervalo de operación determinado.






3. REVISION Y ACTUALIZACION

Este manual es de segunda edición y cualquier sugerencia, recomendación o comentario parala revisión del presente manual, deberá dirigirse a la Coordinación de Operaciones de la TMDB,la cual se encargara de la revisión, actualización y distribución, la cual se llevara a cabo por lomenos cada dos años o antes si las sugerencias o recomendaciones de cambio lo justifican.

4. MARCO NORMATIVO

• Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos 1998

Procedimiento para elaborar procedimientos del SIASPA en Pemex Exploración y Producción200-23040-OP-109-0001

5. POLITICAS DE SEGURIDAD

El buen desempeño sobre la Seguridad Industrial y Protección Ambiental es responsabilidad detodos y cada uno de los empleados de PEP, por lo que cada uno en forma individual y colectivadeberá aceptar su responsabilidad en cuanto a la administración y manejo de la Seguridad

Industrial y Protección Ambiental. Por lo que es necesario que todo el personal que va a realizarel trabajo porte su equipo de protección personal completo (botas, guantes, casco, ropa detrabajo, mascarilla de protección respiratoria, gafas, etc.), según las recomendaciones emitidasen el Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos.

6. DEFINICIONES

TANQUE DESHIDRATADOR Recipiente cilíndrico vertical construido con placas de acero alcarbón, destinado a deshidratar crudo en frío

TIRANTE DE AGUA. Nivel de agua necesario para realizar el lavado y desalado del crudo enlos tanques deshidratadores

CINTA DE MEDICION Instrumento graduado en centímetros o pulgadas, que se utiliza paramedición de objetos líquidos.

CRUDO LIGERO MARINO. Hidrocarburo de alta calidad, dado que su gravedad API tiene unrango de 31.0 a 33.0 con gran contenido de agua.

DESHIDRATACION. Proceso fisicoquímico que se lleva a cabo en los tanques de 200 MBLSmediante el cual se separa el agua congénita del hidrocarburo.

AGUA CONGENITA. Agua salada procedente de los yacimientos petroleros asociadas con loshidrocarburos producto de la extracción de los mismos.






INSTRUCCIÓN PARA LA OPERACION DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

OBJETIVO. Proporcionar las instrucciones necesarias para la correcta operación de lostanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

INSTRUCCIONES IMPORTANTES DE SEGURIDAD. Antes de iniciar cualquier actividadpregúntese:

¿Qué vamos a hacer?

¿Cómo lo vamos a hacer?

¿Con qué lo vamos a hacer?

Si no tiene respuesta a alguna de estas interrogantes, pregunte a su superior.

El nivel de operación de los tanques deshidratadores es: para el aceite un entre 12.50 y 12.70

mts, y para el tirante de agua entre 4.00 y 4.60 mts. La medida del tirante de agua puede tenercambios a petición de la Superintendencia de Medición y Control de Calidad. Cualquiervariación de los rangos establecidos puede causar problemas en los tanques deshidratadorescomo son: variación en la medición del crudo ligero, baja eficiencia de los tanques, engasamiento (niveles menores de 11.70 mts, origina arrastre de grasas y aceites hacia los pozos decaptación.

DESARROLLO.

Verificar la apertura de las válvulas de entrada y salida de los tanques (la operación de lostanques deshidratadores se realiza básicamente por medio de una válvula de entrada a lostanques y una de salida estando distribuidas de la siguiente manera)

a) ENTRADA DE CRUDO

En este tanque el crudo ligero marino es controlado por medio de una válvula de 48” dediámetro, localizada en el lado oeste del área de integración. (Verificar que la válvula de pie detanque de 36”Ø lado norte se encuentre abierta 100%).

b) SALIDA DE CRUDO DESHIDRATADO.

En general, la salida del crudo (deshidratado) de los tanques deshidratadores se realiza pormedio de una válvula de 36” de diámetro (válvula colectora) localizada en el lado este de lostanques, a un costado de las válvulas de pie de tanque, la función de esta válvula esmantener un nivel de producto en el tanque definido entre 12.50 y 12.70 metros por lo quees importante comunicar por radio los movimientos de apertura y cierre de esta válvula al

ingeniero de turno de operación, Jefe “A” de patio y tanques y al oper ador de la casa de bombascorrespondiente ya que esto afecta directamente la operación de las motobombas de la casa debombas.






NOTA: Los siguientes movimientos operativos son aplicables para todos los tanquesdeshidratadores.

1. Medir los tanques cada dos horas

2. Verificar con cinta el nivel de agua y aceite contenido en el tanque. 3. Comparar este resultado con la lectura anterior, dependiendo de la variación que observe

(incremento o disminución de nivel) verifique la apertura de la válvula colectora y, encoordinación con el ingeniero de turno de operación, jefe “A” de patio y tanques y oper ador dela casa de bombas correspondiente, proceda a abrir o cerrar lo suficiente para que el nivel semantenga dentro del intervalo deseado.

4. Si la válvula colectora tiene una apertura de 70% o más y el nivel del tanque continuoincrementando, de aviso al ingeniero de turno y/o jefe de guardia para que se realicen losmovimientos necesarios para corregir esto.

5. El nivel de agua que deben contener los tanques deshidratadores lo determina el Departamentode Medición y Control de Calidad, por lo que es necesario vigilar y mantener el niveldeterminado. Ver el instructivo para drenar el agua aceitosa de los tanquesdeshidratadores.

6. Si la válvula colectora tiene una apertura de 70% o más y el nivel del tanque continuoincrementando, de aviso al ingeniero de turno y/o jefe de guardia para que se realicen losmovimientos necesarios para corregir esto.

7. El nivel de agua que deben contener los tanques deshidratadores lo determina el Departamentode Medición y Control de Calidad, por lo que es necesario vigilar y mantener el niveldeterminado. Ver el instructivo para drenar el agua aceitosa de los tanquesdeshidratadores.

8. La basura generada en el proceso de medición debe ser depositada en el depósito instaladopara este fin al pie de la escalera de acceso a la cúpula.

9. Las gráficas de los manógrafos de la entrada de aceite de los TV- 2004, 2005 y 2006 deben serreemplazadas todos los días a las 05:00 hrs.

10. Anotar en bitácora las mediciones tomadas (nivel total y nivel de agua), y los movimientos deapertura y cierre de las válvulas colectoras.






INSTRUCCIÓN PARA DRENAR EL AGUA ACEITOSA DE LOS TANQUESDESHIDRATADORES

OBJETIVO Proporcionar las instrucciones necesarias para realizar el drenado del aguaaceitosa de los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección almedio ambiente.

POLITICAS DE SEGURIDAD

Es imprescindible que cada uno de nosotros se asegure de utilizar completamente su equipo deseguridad personal tales como: casco, botas, ropa adecuada, mascarillas, guantes, etc. Para elbuen desempeño de este trabajo ya que con esto ayudamos a prevenir accidentes que puedenafectar nuestra vida familiar y el entorno ecológico.

DESARROLLO

1. Verifique que su equipo de protección personal y herramientas sea el adecuado y seencuentren en buenas condiciones, tales como: Cintas, ropa de algodón, botas, casco,guantes, detector de gas y mascarillas para gases.

2. Al inicio del turno revisar la bitácora para verificar hacia donde se está realizando eldrenado de agua (cárcamo o separador de grasas), y el porcentaje de apertura de lasválvulas de drenaje.

3. Verifique con el Ingeniero de Turno de Operación el nivel de agua que debe contener lostanques deshidratadores

4. Verificar que se encuentre abierta la válvula de 12”Ø correspondiente (pozo o cárcamo).5. Verificar que las escaleras de acceso a la válvula de 4”Ø se encuentren en buenas

condiciones, de lo contrario reportar cualquier inconveniente al Ingeniero de Turno deOperación y tomar las medidas de seguridad necesarias para realizar los movimientos dedrenado.

6. Durante el acceso a la plataforma de medición cuide sus pasos y utilice los pasamanos dela escalera.

7. Verifique con cinta el nivel de agua contenido en el fondo del tanque deshidratador, si estenivel se encuentra fuera de lo requerido (punto 2), avisar al Ingeniero de Turno deOperación y, en coordinación con el Operador de la Planta de Tratamiento de Efluentesrealizar movimientos para ajustar el nivel de agua a lo requerido.

8. Abrir válvulas de drenaje aceitoso (4”Ø) en porcentajes iguales para evitar arrastre de crudoa pozos o cárcamos.

9. Verificar continuamente el nivel de agua en el fondo del tanque deshidratador, cuando sealcance el nivel requerido proceder a disminuir o aumentar el drenado, estrangulando oabriendo las válvulas de 4”Ø. Informando por radio al Operador de la Planta de Tratamientode Efluentes y al Ingeniero de Turno de Operación

10. Anotar en la bitácora el porcentaje de apertura de las válvulas de drenaje aceitoso alterminar su turno.






INSTRUCCIÓN DE TRABAJO PARA MEDICION DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

OBJETIVO Proporcionar las instrucciones necesarias para realizar la medición tanto del tirantede agua como del aceite en los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad yprotección al medio ambiente.

INSTRUCCIONES IMPORTANTES DE SEGURIDAD. Antes de iniciar cualquier actividadpregúntese: ¿Qué vamos a hacer? , ¿Cómo lo vamos a hacer?, ¿Con qué lo vamos a hacer? Sino tiene respuesta a alguna de estas interrogantes, pregunte a su superior

DESARROLLO.

Para realizar la medición se utiliza el método de medición a fondo que consiste en lo siguiente.

1. Unte un metro de cinta con la pasta especial para detectar agua , (+/- 50 cms de la lecturaanterior del tirante de agua). Por ejemplo si la lectura anterior fue 3.80 mts de agua untardesde 3.30 mts. hasta 4.30 mts.

2. Colóquese en la toma de muestra a favor del viento.

3. Introduzca la cinta de medición por el tubo de muestreo del tanque hasta que tope el fondodel tanque, hasta donde manche el crudo la cinta será el valor del nivel del crudo.

4. Con una Pizeta agregue diesel sobre el metro de cinta en el que se coloco la pastadetectora de agua para limpiar el hidrocarburo, en el punto superior en que se detecte elcambio de coloración de la pasta es la medición del tirante de agua.

5. Anote la medida del tirante de agua y de aceite en la bitácora.6. Informe al ingeniero de turno la medida del tanque7. La medición de los tanques deshidratadores se debe realizar cada dos horas.

NOTA. Cuando no se puedan medir los tanques por alguna causa especial anotar en bitácora la

causa del incumplimiento.






6.0 INTERPRETACION DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EFECTUADAS AL CRUDO.

En toda industria que trabaje con hidrocarburos, los resultados de las pruebas de laboratorio,son de suma importancia ya que de ellas depende en gran parte el control de calidad de lasmaterias primas, productos intermedios y terminados que se obtienen en las diferentes plantasde proceso que conforman los complejos de producción o refinerías, así como también a losreactivos empleados, etc.

Los datos obtenidos de los resultados de los análisis o determinaciones físicos y químicossirven para caracterizar los productos y corrientes y de éste modo conocer la calidad y saber siestán dentro de especificación. Estos análisis se efectúan por medio de métodos normalizadosy no normalizados; estos métodos pueden ser: ASTM, UOP. IP, etc.

También es importante no solo conocer los análisis efectuados a cada corriente, sino suinterpretación y especificación en cada caso. En la interpretación, sabremos a que se estárefiriendo, es decir que es lo que estamos determinando, por ejemplo, al determinar los °API delaceite crudo, se conoce a qué tipo de crudo pertenece o si existe una posible contaminación.

Las muestras de petróleo, productos del petróleo y sus derivados así como muestras de aguapara uso industrial y aguas de desecho y renovadas, se examinan por diferentes métodos deprueba para determinar sus características físicas, químicas y en ocasiones biológicas, esnecesario por lo tanto que las muestras sean verdaderamente representativas. Lasprecauciones requeridas para asegurar el carácter representativo de la muestra son numerosasy dependen de la naturaleza de la muestra y los análisis a efectuarle.

70172290 Manual de Operacion de Tanques

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